Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Институт Природных ресурсов

Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Выпускная квалификационная работа

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА СОВЕТСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Введение

В настоящее время большая часть добываемой нефти в России извлекается из низкопроницаемых коллекторов, которые характеризуются высокой степенью неоднородности. Следовательно, на месторождениях наблюдается низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) и высокая обводненность, на многих месторождениях продолжается эксплуатация добывающих скважин и с обводненостью 98-99%, что является экономически нерентабельным. Многие крупные месторождения, вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся истощения запасов и падающей добычей. Практически большая часть нефтяных скважин переведена с фонтанного на механизированный способ добычи.

Месторождения ОАО «Томскнефть ВНК» характеризуются низкими дебитами. С первых дней эксплуатации требуется механизированный способ добычи в связи с наличием низкопродуктивных коллекторов. Предприятие работает в условиях падающей добычи нефти, характеризующихся возрастанием фонда скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН.

В данной выпускной квалификационной работе была поставлена задача провести анализ эффективности подземного ремонта скважин. Объектом исследования выбрано Советское месторождение горизонт АВ1.

1. Общие сведения о месторождении

Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Обзорная карта нефтедобывающего района

Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. Первые два года велась пробная, а с 1968 года промышленная эксплуатация.

В настоящее время разработку месторождения осуществляет ОАО «Томскнефть» ВНК. Следует отметить, что Советское месторождение в данный момент времени находится на третьей стадии разработки со стабилизирующимся уровнем добычи и по-прежнему обладает значительными запасами, большая часть которых сосредоточена в объекте АВ1 и является самым крупным объектом Советского месторождения (89% остаточных извлекаемых запасов всего месторождения). Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С₁ и 9625 тыс. тонн по категории С₂. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2003год) степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город Стрежевой.

Текущий коэффициент извлечения нефти пласта АВ1 равен 0,282 (конечный 0,395) при средней обводненности продукции скважин 88%. Пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ практически выработаны и имеют обводненность 98%, превышающую темпы отбора запасов. Общее число добывающих скважин по пласту АВ₁ в целом составляет 770, нагнетательных - 229 (таблица 1.1). Однако действующий фонд скважин значительно отличается от общего (663 добывающих и 194 нагнетательных скважины) - процент бездействующего фонда составляет 14,2%. Этот факт может быть объяснен длительностью истории разработки месторождения (50 лет) и старением фонда - многие скважины имеют заколонные перетоки. [1]

Таблица 1.1 - Фонд скважин пласта АВ₁

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Геологический профиль продуктивного горизонта АВ1 представлен на рисунке 2.1.

Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а также плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста (тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижнеюрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты (160-175м).

Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, попурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).

Рисунок 2.1 Геологический профиль (продольный) продуктивного горизонта АВ1

2.2 Основные особенности тектонического строения месторождения

В пределах Западно - Сибирской низменности многие исследователями выделяется три структурно - тектонических этажа.

Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.

Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское или раннемезозойское время.

Верхний - платформенный мезозойско - кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.

По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.

В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско - Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.

Три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская приурочены к подошве баженовской свиты. Позже были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-восточное и Западное.

Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.

В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Советского месторождения по пластам, установленная в процессе разработки: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ(0-1), АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.

Наиболее крупный сложно построенный объект меловых отложений АВ1, является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади, так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Горизонт АВ1 характеризуется повышенной неоднородностью и расчлененностью коллектора, а также пониженными ФЕС верхней части разреза (таблица 2.1). [1]

Месторождение обладает 25% ОИЗ месторождений, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК (рисунок 2.2), а по объекту АВ1 - 89,0 % (рисунок 2.3). [3] Объект АВ1 представленным 5 нефтеносными пластами (АВ₁¹, АВ₁^2а, АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴), для которого характерны повышенные мезо- и макро неоднородности, понижение ФЕС верхней половины разреза (рисунок 2.4). [2]

Таблица 2.1 - Геолого-физическая характеристика объекта АВ1

Рисунок 2.2 Распределение ОИЗ по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК

Рисунок 2.3 Распределение ОИЗ по объектам Советского месторождения



Рисунок 2.4 Расположение пластов объекта АВ1

Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ₁¹.

Начальные дебиты нефти из пласта АВ₁³ изменяются от 0,6 - 42т/сут на штуцерах 8 - 12мм.

Пласт АВ₁^2б расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв. №215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 6м.

Дебиты из пласта АВ₁^(1+2а) “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).

Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 5,2м.

В связи с особенностями геолого-физического строения:

1) Выработка запасов из верхней половины разреза АВ₁ идет менее интенсивно.

2) Обводненность превышает темпы отбора запасов.

3) Разработка осложнена техническим старением фонда скважин, заколонными перетоками и образованием техногенных трещин, что ведет к снижению охвата объекта воздействием.

4) Комплекс ГТМ не способствует активному вовлечению в разработку верхней части разреза АВ₁. [3]

2.4 Особенности геологического строения залежи горизонта АВ1

Горизонт АВ1 является основным промышленным объектом Советского месторождения.

Формирование горизонта проходило в условиях мелководья в период начавшейся трансгрессии аптского моря, вследствие этого в целом наблюдается определенная закономерность в распределении терригенного материала по разрезу горизонта. Наблюдается глинизация коллекторов снизу вверх, при этом увеличивается как послойная, так и рассеянная глинистость. В этом же направлении наблюдается и ухудшение коллекторских свойств песчаников. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной воды.

Абсолютная отметка горизонта 1592,0-1659м. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Начальное пластовое давление составляло 16,39-17,23 МПа, пластовая температура 55-56С. Большая разница в коллекторских свойствах различных частей разреза и сложная картина его нефтенасыщенности явилась причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13.

2.4.1 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1

Пласт АВ₁⁴ представлен одним иногда двумя песчаными пропластками, разделенными глиной или алевролитами. Песчаники средне-мелкозернистые. Преобладающей фракцией являются с размером зерен 0,1 - 0,25мм. Содержание среднепесчанной фракции 0,25 - 0,50мм иногда достигает 35 - 45%. Содержание цемента не превышает 10%. Тип цементации пленочный и поровый. Алевролиты крупно и мелко зернистые, песчанистые средней плотности. Породообразующими минералами песчаников горизонта АВ1 являются кварц и полевые шпаты с преобладанием первого (45 - 50%) над вторым (35 - 40%).

Необходимо отметить, что на территории месторождения имеются отдельные зоны, в разрезе которых полностью отсутствуют глинистые и алевролитовые пропластки в пластах АВ₁³ и АВ₁^2б песчаники этих пластов сливаются в один пласт. В этих случаях песчаники, как правило, представлены средне и редкозернистыми разностями с массивной текстурой.

Пласт АВ₁^2б чаще всего состоит из 4-5 песчаных прослоев, разделенных алевролитами и глинами. Песчаники мелкозернистые, но в основном с однородной текстурой. Преимущественный размер зерен 0,15 - 0,25мм (70 - 95%). Количество алевролитового материала 3 - 20%. Количество цемента не превышает 15%. Состав цемента хлоритовый и каолинитовый. Тип цементации чаще всего поровый. Алевролиты серые мелкозернистые, однородные. Прослои глинистого материала в них встречаются реже, чем в пласте АВ₁^(1+2а). Глины темно серые до черных, плотные с песчано-плевритовой примесью, обуславливающей слоистость.

Пласт АВ₁^(1+2а) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина пропластков изменяется от 0,01 до 0,5м. Пласт характеризуется повышенной слоистостью и рассеянной глинистостью. Песчаники серые, мелко и тонкозернистые с содержанием цемента до 25%. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Ведущей фракцией в них является 0,25 - 0,1мм (55 - 75%) с преобладанием зерен до 0,12 - 0,15мм. Песчаники по своему составу близки к алевролитам. Цемент песчаников по составу хлоритовый каолинитовый (20 - 25%), иногда кальцитовый. Тип цементации поровый, базальтный. Алевролиты серые, темно-серые мелкозернистые, средней плотности, с прослоями темно-серого глинистого материала, а участками очень крепкого, известковистые. Глины темно-серые, некрепкие, слабослюдистые с прослойками и линзочками светло-серого алевролитного материала.

2.4.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов

Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содержания в них глинистого материала.

Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Если в пласте АВ₁³ он составляет 18,2 - 30,1%, то в АВ₁^(1+2а) возрастает до 12,8 - 31,8%. А средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ₁⁴ - 27%, АВ₁³ - 25,7%, АВ₁^2б - 24,9%, АВ₁^(1+2б) - 24,4%). Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту в два и более раз (365, 141, 70, 13). Средние значения параметров горизонта АВ1 при стационарных режимах фильтрации.

- коэффициент продуктивности - 27,6 т/(сут.•МПа)

- удельный коэффициент продуктивности - 2,294 т/(сут.•МПа)

- гидропроводность - 61,18 см/(мПа•с)

- проницаемость - 0,125 мкм²

Средние значения параметров горизонта АВ1 при нестационарных режимах фильтрации.

- гидропроводность - 65,29 см/(мПа•с)

- проницаемость - 0,125 мкм²

- пьезопроводность - 3548 м²/с•10^-3

2.4.3 Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1

Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды, не связанной.

При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора - это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположены на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами.

Нефтенасыщенность пласта АВ₁⁴ - 0,503-0,366 (коэффициент нефтенасыщенности.). По пласту АВ₁³ нефтенасыщенность изменяется от 7,3 до 43,6% в скв. №1679 и от 35,7 до 84,5% в скв. №64.

Средние значения, определенные по двум пропласкам в скв. №64 равны 52%, а в скв. №1679 по пяти пропласткам изменяются в пределах по скв. №64 от 34,2 до 80,8%, по скв. №320бис 26,6 - 67,5%, а по скв. №1679 от 7,8 до 58,5%. Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ₁^(1+2а). Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.

Средневзвешенное по толщине значение нефтенасыщенности плата АВ₁^(1+2а) в скв. №320бис равно 47%, в скв. №64 составляет 63%, по скв. №1679 нефтенасыщенность определялась по четырем песчаным пропласткам, входящих в пласт АВ₁^(1+2а), и среднее значения по пропласткам изменяются от 27,6 до 41,3% и в целом по пласту равно 42,2%. [1]

2.4.4 Физико-химическая характеристика нефти горизонта АВ1

Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847,56 кг/м³, сравнительно маловязкой, вязкость нефти при температуре 20^оС - 7,58 мм²/с, при 50^оС - 3,67 мм²/с. Содержание серы 0,75% весовых, асфальтенов - 2,0%, селикагеливых смол-8,83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2,23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций: отгон до 200^оС составляет 31%, выход фракций до 300^оС - 52%. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58 - 63%. Нефть характеризуется следующими параметрами:

- плотность сепарированной нефти 851,95 кг/м3;

- плотность пластовой нефти 777,7 кг/м3;

- объемный коэффициент 1,182 м³/м³;

- вязкость пластовой нефти 1,66 МПа•с;

- давление насыщения - 8,2 МПа;

- газосодержание 67,47 м³/т.

Компонентный состав газа в процентах молярной концентрации составляет: метана 77,37%, этана 5,76%, углекислого газа 0,29%, удельный вес газа 0,944кг/м³.

Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеновому типу по классификации Добрянского. Нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном. [4]

Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа

Рисунок 2.5 Компонентный состав нефтяного газа

2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Советское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами.

Первый водоносный комплекс включает в себя трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты. Второй водоносный комплекс - верхняя часть васюганской свиты (верхняя юра). Третий водоносный комплекс - мегионская свита и нижняя часть васюганской свиты. Четвертый водоносный комплекс - верхняя часть вартовской и алымской свит. Пятый водоносный комплекс - покурская свита. Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения.

Первый водоносный комплекс выдержан на месторождении и сложен песчаными пластами линзовидного строения. Толщина комплекса 200 - 350 м. Температура пластовых вод 90^оС. Воды данного комплекса напорные.

Второй водоносный комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70 - 80 м. Температура пластовой воды 80^оС. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит. Толщина водоупорных отложений 25 - 30 м.

Третий водоносный комплекс литологически представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного комплекса 280 - 330 м. В разрезе этого комплекса выделяются горизонты БВ8, БВ6, БВ4, БВ3, БВ1. Воды высоконапорные, самоизливающиеся. Пластовое давление, в зависимости от глубины залегания горизонта, составляет 21,5 - 22,9 МПа, пластовая температура 71 - 74^оС.

Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит, имеет широкое распространение и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Отложения представлены чередованием песчаных, алевролитовых и аргиллито-глинистых пород. Толщина комплекса 200 - 250 м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16 - 17,8 МПа, температура 52 - 54^оС.

Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского возраста. Толщина комплекса 700 - 800 м и залегает на глубинах 900-970м.

Воды комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях 1010 кг/м³, тип воды хлоркальциевый.

Шестой водоносный комплекс представлен отложениями палеоген-четвертичного возраста и практически не изучен. Воды этого комплекса пресные, гидрокарбонатонатриевые, используются для питьевых целей.

В результате анализа данных, приведенных в таблице 1 видно, что по химической характеристике пластовые воды Советского месторождения по классификации В.А. Сулина хлоркальциевого типа, жесткие, бессульфатные, слабой минерализации, которая с глубиной увеличивается от 18,3 кг/м³ (покурская свита) до 38,6 кг/м³ (пласт ЮВ1 Васюганской свиты).

Воды основных комплексов по гидрогеологическим данным носят застойный характер. Согласно общих гидрогеологических предпосылок, а также гидродинамических исследований, можно сделать вывод, что режим залежей Советского месторождения - упруговодонапорный.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи.

Таблица 2.3 - Характеристика пластовой и закачиваемой воды

3. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1

3.1 Анализ текущего состояния разработки продуктивного горизонта АВ1

В 1967 году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.

В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели технологической схемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990 гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.

Для изучения промысловых характеристик в первой технологической схеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м, из-за низкого начального нефтенасыщения и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1. В дальнейшем в связи со сложностями ее быстрого разделения с одновременным обеспечением высоких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систему разработки; при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточечной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.

В связи с этим в проекте разработки 1990 года принято решение по формированию трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек, для исключения негативных факторов площадной системы. И в итоге плотность сетки составит 230 тыс. м²/скв. при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:2,8.

В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 76% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 154,504 млн.т нефти, что составляет 66,4% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,282, обводненность продукции 88%. [4]

Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг.

На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ₁^(1+2а) с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.

С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или 51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,195, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается, как по организационным причинам, так и из-за ограниченности материально-технических средств. Максимальный отбор нефти 3709 тыс. т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. при обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.

Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ₁^(1+2а) при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ₁^2б+3+4. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ₁^2б+3+4, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое завышение указанного коэффициента за счет не герметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.

График динамики добычи нефти объекта является характерным для крупных низкопродуктивных пластов с длительным периодом освоения. Текущая среднесуточная добыча жидкости по пласту АВ1 составляет 36 тыс. тонн в день из которых всего 6,4 тыс. т в сутки - добыча нефти. Столь низкий уровень добычи нефти сопровождается второй проблемой - высокой обводненностью добываемого флюида. Эти две основных проблемы системы разработки обусловлены следующими причинами:

1. Сложное геологическое строение пласта АВ1: Чрезвычайно низкая продуктивность верхнего пропластка АВ₁^(1+2a) в сравнении с нижележащими AВ₁^3-4.

2. Недонасыщенность пласта АВ₁^(1+2a) нефтью (наличие подвижной воды) обусловливает 20% начальную обводненность во вновь пробуренных скважинах.

3. Заколонные перетоки в нагнетательных скважинах вызывают снижение эффективности системы поддержания пластового давления. Нагнетаемая вода закачивается в нижележащие высокоприемистые пропластки AВ₁^3-4 которые на настоящий момент истощены и имеют обводненность 98%. Как следствие происходит уменьшение нефтеотдачи пласта АВ1 в целом. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 0,96% в год.

4. Использование технологии гидроразрыва пласта на добывающих скважинах приводит к вовлечению нижних высокообводненных пропластков AВ₁^3-4 в процесс разработки в 70% случаев. Кроме того, скважины с ГРП исключают последующее проведение на них ремонтно-изоляционных работ.



Рисунок 3.1 График динамики добычи нефти и жидкости

Рисунок 3.2 Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1

Рисунок 3.3 Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1

Таблица 3.1 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года

Таблица 3.2 - Показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года

3.2 Особенности выработки запасов нефти пласта АВ₁^(1+2а)

Начальные извлекаемые запасы продуктивного горизонта АВ1 составляют 148 млн. тонн нефти. Накопленная добыча нефти составила 74,66 млн. тонн, причем 29 млн. тонн (40%) этих запасов приходится на пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик”, который в разработку практически не вовлечен. Сначала разработки (1966г) из этого пласта было добыто не более 3 млн. тонн нефти. Такое состояние разработки обусловлено рядом факторов:

- сложность геологического строения и низкая проницаемость пласта АВ₁^(1+2а);

- пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик” представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин, толщина пропластков изменяется от 1 до 50 см.

Суммарная эффективная толщина его изменяется от 0 до 9,3 м. и в среднем по месторождению составляет 5,2 м. Пласт характеризуется повышенной слоистой и рассеянной глинистостью. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Коэффициент пористости 24,4%. Коэффициент проницаемости от 20 до 60 мД.

В поровом пространстве коллекторов помимо остаточной воды и нефти присутствуют определенное количество воды. Значение нефтенасыщенности по пропласткам изменяется от 38 до 80%.

Толщина глинистого раздела пластов АВ₁^(1+2а) и АВ₁^(2б) небольшая (1-4м) и, как следствие, проблематична их надежная изоляция в условиях необходимости создания больших перепадов давления.

Система разработки была принята в целом по продуктивному горизонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ₁^(1+2а) практически отсутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются интервалы пластов АВ₁^(2б-4) более высокой проницаемости.

Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позволили вовлечь в активную разработку пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик”.

Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти из пласта АВ₁^(1+2а), такие как кислотные обработки призабойной зоны пласта, пороховой генератор давления, метод глубоких депрессий, дополнительная перфорация, закачка композиции ИХН в нагнетательные скважины, не дали эффекта.

Закачиваемая в пласт подтоварная вода низкого качества в связи с кратно повышенным содержанием количества взвешенных частиц. Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не используя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задействовать все запасы пласта АВ₁^(1+2а) в активную разработку и достичь проектного коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных методов интенсификации добычи нефти является требование времени и необходимым условием эффективности разработки.

3.3 Мероприятия по повышению нефтеотдачи объекта АВ1

Одной из распространенных технологий увеличения нефтеотдачи на Советском месторождении является гидравлический разрыв пласта. Но эффективность данного мероприятия вызывает споры. Всего объекте АВ1 за историю разработки было проведено 256 операций ГРП (без учета повторных).

К основным целям проведения операции ГРП можно отнести не только достижение высоких запускных дебитов, как результата проведения операции, но создание оптимальной геометрии (узкая и длинная трещина для низкопроницаемых и более широкая с меньшей полудлиной трещина для высокопроницаемых коллекторов) трещины и других ее параметров, способствующих обеспечению максимальной выработки запасов всего разреза. К осложнениям и ограничениям на параметры проведения операции ГРП на объекте АВ1 Советского месторождения оказывают риски прорыва трещины в нижние высокообводненные пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ и, как следствие, снижение выработки запасов верхней низкопроницаемой нефтенасыщенной части разреза АВ1.

Для описания параметров и характеристик скважин, подвергнутых гидроразрыву, существуют несколько способов. Наиболее простой и известный вариант - описание динамики добычи нефти до и после операции, как временной функции [6]. Например, средние запускные параметры по результату проведения 48 ГРП 2012 г.: 93 м³/сут., 19 т/сут. и 74% воды. Средний прирост дебита нефти составил 16 т/сут. Но данная характеристика позволяет оценить только количественные изменения дебита скважин, без учета выработки запасов.

К основному и простому показателю эффективности необходимо отнести коэффициент продуктивности для псевдоустановившегося режима [7]. Достижение максимально возможного коэффициента продуктивности (в большинстве случаев) для псевдоустановившегося режима означает, что в трещине реализовано оптимальное размещение проппанта при определенной длине трещины и безразмерной ее проводимости - две основные переменные, определяющие коэффициент продуктивности скважины. Где безразмерная проводимость трещины - мера относительной скорости течения добываемой жидкости внутри трещины, в сравнении с притоком флюида из породы внутрь.

Параметры ГРП разных лет на объекте АВ1 представлены на рисунке 3.6. Для большеобъемных ГРП 2008 г. (40 - 100т) соответствуют большие значения числа проппанта 0,3 - 1,5, безразмерного коэффициента продуктивности и безразмерной проводимости трещины, средние значения высоты трещины лежат в диапазоне 32 - 50 м. Как правило, это скважины с трещиной, ушедшей в высокообводненные нижележащие пропластки. Для параметров малообъёмных ГРП (17 - 25т) 2012 г. Характерны значения безразмерного индекса продуктивности JD, равные 0,36 - 0,47, что сопоставимо с большеобъемными обработками, но позволяет ограничивать высоту трещины, влияющую на выработку запасов верхней части разреза (высота трещины составляет 16 - 28 м).

Рисунок 3.4 Параметры операции ГРП 2007 - 2012 гг. на объекте АВ1 Советского месторождения

Результаты проведения в 2012 г. Операций ГРП на скважинах объекта АВ1 и расчеты на ПДГТМ по выработке запасов (Рисунок 3.7) подтверждают целесообразность проведения малообъемных операций. [3] Но, даже закачивая небольшой объем проппанта в пласт, не исключается возможность увеличения притока высокообводненной жидкости к скважине. Планирование операции ГРП должно носить индивидуальный характер, включающий оценку геологических рисков по прорыву трещины в высокообводненные пропластки.

С целью улучшения работы преимущественно низкодебетных скважин проводились различные виды обработок призабойных зон (ОПЗ), к ним относятся кислотные обработки (ГКО, СКО), пороховой генератор давления (ПГДБК), метод глубоких депрессий (МГД) и дополнительная перфорация (ДП). Обычно применяется несколько видов (комплекс) обработок. Из анализа следует, что кратковременные (до 3 месяцев) увеличение дебитов после обработок изменяются в среднем с 47,7 до 86,0%. Согласно проведенным оценкам дополнительная добыча за годовой период в среднем 21,6 тыс. тонн. в расчете на одну обработку дополнительно добыто в среднем 317 тонн нефти.

Рисунок 3.5 Накопление парка ПДГТМ по месторождениям, находящихся в разработке.

Наиболее результативными явились методы ДП и ПГДБК, повышающие совершенство вскрытия. По объекту АВ1 месторождения проводились работы по закачки композиции ИХН в нагнетательные скважины, что способствовало увеличению их приемистости, следовательно, интенсификации отборов, а при вовлечении в работу низкопроницаемых прослоев повышаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11 - 35 м³) водных растворов композиции (ИХН). В пределах участка, где размещены эти скважины, отмечаются периоды увеличения их приемистости на 40 - 45% продолжительностью до 3 месяцев. Изучение динамики технологических показателей участка проводилась по 58 добывающим скважинам. При этом в результате анализа дебита нефти, жидкости, обводненности, добычи нефти улучшения этих показателей незамечено. Анализируя результаты мероприятий по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 следует сказать, что имеющиеся положительные результаты были получены по относительно высокопроницаемым пропласткам А₁^(2б) и А₁^3-4. Что касается пропластка А₁^(1+2а), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось. [1]

Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект кратковременный.

4. Технологическая часть

4.1 Конструкция скважин, используемая на месторождении

На Советском месторождении строительство скважин осуществляется буровыми установками типа Бу - 75 БрЭ, Бу - 80 БрЭ, а в последнее время Бу - 2500 ЭХ.

Монтаж оборудования в эксплуатационном бурении производится кустовым методом, причем с одной кустовой площадки бурится 8 - 12 наклонно-направленых скважин.

Профиль ствола наклонно-направленных скважин включает в себя:

- вертикальный участок от 0 до 180 - 250 м.;

- участок набора зенитного угла 150 - 220 м.;

- стабилизации наклонного ствола 900 - 1100 м.;

- снижение зенитного угла 450 - 1200м.

Конструкция скважин, пробуренных нефтеразведочной организацией, включает в себя направление диаметром 325 - 508 мм. (спускалось в 20 скважин) на глубину 5 - 56 м., кондуктор диаметром 219 - 325 мм. на глубину 283 - 620 м. и эксплуатационную колонну диаметром 114 - 146 мм. до забоя (рисунок 4.1). Цемент за направлением поднимался до устья, за кондуктором на высоту 58 - 505 м от башмака. За эксплуатационной колонной цемент поднимался 100 - 150 м и выше кровли продуктивного пласта.

4.2 Оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН

Установка УЦЭН (рисунок 4.2) включает:

Обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости.

Спускной клапан, служащий для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Рисунок 4.1 Конструкция скважин Советского месторождения

Металлический пояс, для крепления кабеля.

Насосно-компрессорные трубы.

Наземное электрооборудование-трансформаторная подстанция.

Бронированный электрокабель.

Погружной центробежный насос.

Погружной электродвигатель с гидрозащитой [8]



Рисунок 4.2 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

4.3 Оборудование скважины, эксплуатируемой УШГН

Из рисунков, приведенных ниже мы видим, что добыча нефти с помощью УЭЦН составляет- 76%, а добыча нефти с помощью ШГН- 24%. Отсюда получается, что добыча нефти с помощью УЭЦН превышает добычу нефти в 3 раза по отношению к ШГН.



Рисунок 4.3 Штанговая насосная установка

1- станок - качалка;

2- сальник устьевой;

3- колонна НКТ;

4- колонна насосных штанг;

5- вставной скважинный насос;

6- невставной скважинный насос;

7- опора

Рисунок 4.4 Добыча нефти по способам эксплуатации

4.4 Методика расчета МРП (межремонтного периода скважины)

Настоящая методика предназначена для расчета межремонтного периода работы скважин.

Межремонтным периодом работы скважин следует считать продолжительность времени в календарных сутках между двумя последовательными ремонтами.

1. Расчет МРП производится за отчетные периоды: квартал, полугодия, девять месяцев, год.

2. МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, ЭВН, газлифт, фонтан).

3. Расчет МРП производится по формуле:

МРП = Т/Ч,

где Т - календарное количество суток за расчетный период,

Ч - частота ремонта за расчетный период.

4. Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч = Р/Ф,

где Р - количество ремонтов за расчетный период,

Ф - среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода

Ф = (Фн+Фк)/2

5. В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, ввода скважин из консервации.

6. Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущему способу эксплуатации, к предыдущей категории.

7. При расчете частоте ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин:

- для расчета МРП по всему фонду скважин - весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин.

-для расчета МРП по нефтяному фонду - весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения.

-для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда - весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения.

-для расчета МРП нагнетательного фонда - все нагнетательные скважины

-для МРП газового фонда - весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин.

Рисунок 4.5 Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2005 год на Советском месторождении (в сутках)



Рисунок 4.6 Динамика межремонтного периода УЭЦН после ГРП по годам на Советском месторождении (в сутках)

Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Это видно из рисунка 4.6 по сопоставлению с рисунком 4.5, где ГРП на скважинах не проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос пропанта (рисунок 4.7), часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2003 году он составлял 87 суток, то к 2005 году МРП возрос до 131 суток. Однако все еще не соответствующий гарантийному сроку (180 суток). Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП используют технологию тщательной промывки скважины гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели для уничтожения плотной корки пропанта.

Для удаления песчаных пробок и извлечения пропанта привлекаются бригады ПРС.



Рисунок 4.7 Минералогический состав механических примесей по скважинам с ГРП

5. Техническая часть

5.1 Глушение скважины

5.1.1 Расстановка техники

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рисунок 5.1 Схема расстановки спец. техники при глушении

5.1.2 Определение давления

Рисунок 5.2 Манометр

Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка, показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

5.1.3 Стравливание давления из скважины

Останавливается скважина.

На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

Рисунок 5.3 Стравливание давления скважины

Производится разрядка скважины открытием задвижки.

Проверяется исправность запорной арматуры.

Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении, указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки)

5.1.4 Сборка линий

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;

Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;

Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;

Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;

Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Рисунок 5.4 Быстроразъемное соединение БРС

5.1.5 Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

Закрывается задвижка на ФА;

Удаляется персонал из опасной зоны;

По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.

В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

5.1.6 Замер плотности жидкости глушения

Рисунок 5.5 Ареометр

Замеры плотности производятся следующим образом:

Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой;

Отвернуть нижнюю часть ареометра;

Налить в нее пробу;

Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;

Опустить ареометр в ведерко;

Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения.

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.

5.1.7 Закачка раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА.

При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.

ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время, указанное в плане.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

5.1.8 Заключительные работы после глушения

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

5.2 Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования

Выбирается, расчищается и при необходимости планируется площадка для установки подъемника, приемных мостов и стеллажей;

Рисунок 5.6 Монтаж подъемного агрегата

При установке подъемника запрещено находится в зоне движения подъемника к устью скважины;

Движением подъемника руководит старший вахты (ст. оператор ТРС, бурильщик КРС)

Под колеса подъемника после его установки устанавливаются противооткатные упоры

Под опорные домкраты устанавливаются деревянные подушки, брусья сбиваются между собой скобами;

Производится установка на домкраты и фиксация их контргайками;

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

При подъеме мачты следить за выполнением работы, в случае отклонений немедленно сообщить машинисту подъемника;

Произвести монтаж оттяжек.

Силовые и ветровые оттяжки А-50 должны закрепляться за якори на расстоянии 28 метров и под углом 45^?. Неточность установки якорей допускается 1,5м.

Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300 мм.

Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное выворачивание винтов из гаек.