3.8 Испытание продуктивных пластов.

Hастоящий раздел разработан в соответствии с технологическим регламентом на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин) [44] и другими руководящими документами, приведенными в списке литературы.

1. Операции, предшествующие испытанию объекта

1.1. Работы по спуску колонны-хвостовика Æ114 мм проводятся с бурового станка и при обвязанном устье скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35 (от бурения), при наличии на верхнем “козырьке” мостков укороченной трубы ПК 127х9,19мм длиной 4 м, укомплектованной переходным переводником под бурильные трубы ПН 89х9,35 мм.

1.2. Перед спуском колонны-хвостовика Æ114 мм с фильтрами ФС-114 на бурильных трубах ПН 89х9,35 мм (из комплекта на бурение) восстановить циркуляцию и промыть скважины на буровом растворе с плотностью выбранной с учетом пластового давления в соответствии с п. 2.7.3.3 “ПБ в НГП”.

1.3. После промывки скважины в интервал горизонтального ствола закачивается пачка нефти.

1.4. Посадить колонну-хвостовик на устройство подвески и разъединить его от колонны бурильных труб.

1.5. Произвести замену бурового раствора от “головы” хвостовика на солевой раствор КCl. Бурильные трубы ПН 89х9,35 мм поднять за палец.

1.6. Убедиться, что скважина не проявляет, демонтировать ПВО (ОП5-230/80х35), обвязать устье скважины крестовиной ФА, установить малогабаритный превентор с трубными и глухими плашками. После установки превентора опрессовать устье на 115 кг/см².

1.7. Опрессовка крестовины фонтанной арматуры и малогабаритного превентора производится с помощью колонного пакера, спущенного на НКТ Æ 73 мм в при-устьевой части на глубину не менее 50 м.

В связи с тем, что порядок работ при опрессовке фонтанной арматуры не определен руководящими документами (не регламентировано время выдержки давления и величина его падения и не описана технология производства работ) можно считать достаточным для определения герметичности ФА создание цементировочным агрегатом кратковременного давления 115 кгс/см² и проверки при этом герметичности всех соединений.

2. Испытание горизонтов на продуктивностьв эксплуатационной колонне

.2.1. Произвести передвижку (или демонтаж) буровой установки и монтаж установки “Купер” для испытания продуктивного объекта.

2.2. Вскрытие отверстий фильтров ФС-114 (срезки алюминиевых заглушек) производится с передвижной установки “Купер”, для этого в скважину спустить компоновку инструмента, состоящую (снизу вверх) из долота Æ 93 мм, ГЗД (Д1-85), колонны насосно-компрессорных труб НКМ 73х5,5мм по ГОСТ 633-80 - до устья.

Произвести сбитие заглушек фильтров ФС-114 путем допуска компоновки до искусственного забоя скважины.

2.3. ПРОВЕРИТЬ ОТСУТСТВИЕ ПЕРЕЛИВА или ПОГЛОЩЕНИЙ солевого раствора и произвести подъем инструмента, наблюдая за скважиной и постоянно доливая ее солевым раствором.

После вскрытия фильтров эксплуатационной колонны по специальному решению геологических служб НГДУ и УБР в скважинах могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока (кислотные обработки, обработка ПАВ, ГРП и др.).

В соответствии с п. 34 “Задания на проектирование” в скважину производится спуск насоса ЭЦН (устье скважины оборудовано малогабаритным превентором).

Максимально возможная глубина спуска насоса принимается из следующих условий:

- спуск насоса производится в прямолинейный участок профиля с зенитным углом не более 40^о;

- прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть доста-точной на смятие избыточным наружным давлением;

- нагрузка на заколонное (хвостовика) цементное кольцо должна быть менее допустимой (1,5 МПа/м);

- забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом.

В соответствии с “Протоколом технического совещания…” ОАО “ТНК-Нягань” от 6.10.2005г. глубина спуска насоса в проекте принята – 1200 м – по вертикали (1265 м – по стволу), исходя из величины максимально возможного снижения уровня в колонне (1200 м).

Тип, производительность и глубина спуска насоса, диаметр НКТ, режим работы насоса для каждой конкретной скважины определяется службой нефтедобывающего

предприятия на основании результатов геофизических и гидродинамических исследований. В проекте для спуска насоса ЭЦН приняты НКТ типа НКМ Æ 73х5,5 мм по ГОСТ 633-80.

Перед спуском ЭЦН скважина шаблонируется спуском шаблона на НКТ 73мм до глубины 1415 м – по стволу (на 150 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона – 120,0 мм (для колонн Æ 146 мм), 140,0 мм (для колонн Æ 168 мм), длина – 20 м. Диаметр и длина шаблона определяются в зависимости от выбранного типа насоса.

Спуск насоса производится в соответствии с требованиями технической эксплуатации выбранного типа насоса.

После спуска насоса производится опрессовка:

- опрессовка НКТ на 100 кгс/см²;

- кабельного ввода на 40 кгс/см².

Пред запуском насоса произвести замену солевого раствора на воду, затем воды на нефть.

При отсутствии переливов и выхода нефти произвести демонтаж малогабаритного ПВО и обвязать устье скважины фонтанной арматурой.

Произвести опрессовку фонтанной арматуры на давление опрессовки эксплуатационной колонны в соответствии с пп. 2.9.4, 3.5.2.2, 3.5.2.3, 3.5.2.62 “Правил безопасности” [4].

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами нефтедобывающего предприятия с участием бригады освоения.

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объекта откачиваются в летнее время в нефтесборный коллектор. В зимнее время эти жидкости вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ.

В случае отличия способа вызова притока от проектного, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.

Таблица 3.19