3.2. Требования безопасности при прострелочных работах

3.2.1. На проведение прострелочных работ составляется план с указанием кратких данных по скважине, объемов подготовительных работ, техники и технологии процесса, необходимых материалов.

3.2.2. Перед прострелочными работами на скважинах, вышедших из бурения, должно быть проверено наличие актов опрессовок эксплуатационной колонны, элементов устьевого оборудования, манифольдов и фонтанной арматуры:

- эксплуатационная колонна - в соответствии с Инструкцией по испытанию обсадных колонн на герметичность;

- колонная головка - на рабочее давление;

- фонтанная арматура - в механических мастерских предприятия на пробное давление;

- фонтанная арматура после ее установки на устье скважины - на рабочее давление;

- манифольд в собранном виде на устье - на полуторакратное давление опрессовки эксплуатационной колонны.

3.2.3. Перед началом прострелочных работ и работ по приготовлению растворов, осуществлению технологического процесса руководителем работ проводится инструктаж членов бригады освоения по технологии, мерам безопасности и обязанностям каждого члена бригады.

3.2.4. До закачки рабочих жидкостей в скважину нагнета тельные линии агрегатов должны быть спрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

3.2.5. Перед спуском в скважину сборки инструмента с НКТ необходимо убедиться в исправности бурового станка, насосов, превентора, задвижек фонтанной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры (индикатора веса, манометров, расходомеров). Составляется акт о проведении профилактики оборудования.

3.2.6. Запрещается ремонтировать коммуникации во время закачки жидкостей в скважину. При необходимости ремонта следует прекратить закачку, снизить давление до атмосферного.

3.2.7. Готовность скважины к прострелочным работам оформляется актом, который подписывается мастером, геологом, энергетиком, представителем геофизической партии, и передается начальнику геофизической партии.

3.2.8. Интервал перфорации определяют на основании промыслово-геофизических исследований, объем которых должен соответствовать типовому и обязательному комплексу.

3.2.9. Готовят перфоратор, выполняют работы по опрессовке и сборке отдельных элементов компоновки низа инструмента. Перед спуском заряженного перфоратора в скважину спускают шаблон с глубинным манометром для проверки проходимости приборов и уточнения забойного давления в зоне перфорации.

3.2.10. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем жидкости на устье скважины. Его снижение не допускается. Запрещается проведение прострелочных работ при переливе и поглощении заполняющей скважину жидкости (бурового раствора).

Перфорация производится в среде жидкости, не имеющей твердой фазы и совместимой с пластовыми флюидами.

3.2.11. При подъеме инструмента должен обеспечиваться непрерывный долив скважины жидкостью, которой заполнялась скважина.

3.2.12. Для различных пластов в таблице 1 приводится рекомендуемая плотность перфорации перфораторами ПКСУ-80Т для условия создания конечной плотности за один залп, то есть без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

При использовании перфораторов с повышенной пробивной способностью, соответствующей ПКО-89 или близкой к этой величине, плотность перфорации может быть снижена на 50%.

3.2.13. При вскрытии пластов при депрессии в скважину обязательно должны быть спущены НКТ, и устье скважины должно быть герметизировано фонтанной арматурой, а ствол скважины должен быть промыт водой с последующей заменой на облегченную жидкость: нефть, дизтопливо, ИЭР, РНО, пену и т.п. (табл. 2), или часть ствола скважины должна быть освобождена от воды и заменена инертным газом (азотом) до допустимой для данного коллектора депрессии. Величина депрессии должна выбираться в зависимости от прочностных свойств вскрытых пород коллектора в обсадной колонне согласно пунктам 3.2.5...3.2.6 настоящей инструкции. Не рекомендуется создавать депрессии более 10 МПа.

Таблица 1

Рекомендуемая плотность перфорации для различных пластов

Категория пород	Проницаемость, мкм2	Плотность перфорации, отв/м
		при депрессии	при репрессии
Слабоуплотненные песчано-алевролитовые породы с глинистым цементом	>0,1	6	12
	<0,1	10-12	12-18
Уплотненные песчано-алевролитовые породы с кварцевым и карбонатно-глинистым цементом	>0,001	18-20	18-20
Карбонатные породы, аргиллиты и др., в которых отсутствует трещиноватость	<0,001	18-20	20-24
Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели и другие породы с развитой трещиноватостью	>0,01	10-12	18-20
	<0,01	12	18-24
Тонкослоистые		20	20-24

Таблица 2

Классификация условий вскрытия пластов перфорацией

Условия вскрытия	Состояние пластового давления	Рекомендуемые жидкости для заполнения скважин (интервала перфорации)	Категория скважины	Рекомендуемые типоразмеры перфоратора
При депрессии	Гидростатическое и более, АНПД	Нефть, вода, пена	Добывающие, нагнетательные, разведочные	ПНКТ73, ПНКТ89, ПР43, ПР54, КПРУ65
При репрессии	Гидростатическое и более	ИЭР, минерализованные водные растворы и растворы на нефтяной основе	Добывающие, нагнетательные, разведочные	Все типы корпусных и бескорпусных кумулятивных перфораторов

3.2.14. Выбор жидкости для вскрытия пластов при репрессии проводится, исходя из условий обеспечения безопасного проведения перфорации и высокой пропускной способности простреленных каналов. Плотность перфорационной среды должна превышать плотность продавочной жидкости не менее, чем на 20 кГ/м³.

- в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на углеводородных буровых растворах, в качестве перфорационной среды должны применяться только углеводородные жидкости без твердой фазы. Если же возникает необходимость утяжеления перфорационных жидкостей, то их следует утяжелять легкорастворимыми солями (СаСО₃, FeCO ₃ ):

- в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты с проницаемостью более 0,05 мкм² на глинистых пресных буровых растворах, в качестве перфорационных сред могут применяться растворы типа ИЭР. При этом необходимое количество (3-5 м³) ИЭР закачивают через НКТ на забой скважины (из расчета заполнения интер вала перфорации и на 100...150 м выше);

- в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты на минерализованных растворах, и в скважинах с низким пластовым давлением, в которых предполагается насосная эксплуатация, в качестве перфорационных сред могут применяться минерализованные водные растворы.

3.2.15. При вскрытии неоднородных пластов, представленных чередованием коллекторов с непроницаемыми прослоями, непроницаемые прослои толщиной более одного метра не должны вскрываться перфорацией.

3.2.16. При выборе типа стреляющей аппаратуры (табл. 3) необходимо учитывать величину пластовой температуры, которой должны соответствовать не только заряды, но и детонирующий шнур и взрывные патроны (детонаторы).

3.2.17. Из выбранной группы последовательно исключают перфораторы, непригодные из-за:

- плохого цементного камня, близости ВНК и ГНК, наличия значительных дефектов в стенках обсадных труб ( в таких случаях исключают бескорпусные перфораторы, табл. 3);

- недостаточных диаметральных зазоров между перфоратором и стенкой обсадных труб (табл. 4);

- наличие более одной колонны обсадных труб в интервале перфорации (табл. 3).

Таблица 3

Комплекс стреляющих перфораторов, рекомендуемых для вскрытия пластов

Основные технические характеристики перфоратора	Тип перфоратора
	Кумулятивные
	Корпусные								Бескорпусные								Пулевые
	ПК85 ДУ ПК105 ДУ	ПК 80Н ПК 95Н	ПНК 73 ПНКТ 89	ПНКТ 73 ПНКТ 89	ПКО 73 ПКО 89	ПКОТ 73 ПКОТ 89		ПКСС 60 ПКСС 73 ПКСС 89		ПКС 80Т ПКС 105Т		ПР 43 ПР 54		КПР У65		ПВКТ70 ПВТ73
1	2	3	4	5	6	7		8		9		10		11		12
Максимальное гидростатическое давление, МПа	100	100	70	100	70	120		150		80		80		80		100
Максимальная температура, С	200	200	150	170	200	200		250		150		150		150		200
Максимальный диаметр обсадной колонны (или НКТ для малогабаритных перфораторов), мм	96 118	96 118	96 118	96 118	96 118	96 118		76 96 118		96 118		50 62		76		96
Число колонн в интервале перфорации	1-2	1-3	1-3	1-3	1-3		1-3		1-3		1-3		1-2		1-2		1-3
Р, репрессия "+" депрессия "-"	+	+	+ -	-	+		+		+		+		+ -		+ -		+
Максимальное число зарядов, отстреливаемых									20		100		100
за 1			250	250	100		100		20		100		100		100		12
спуск	42	42	250	250	100		100		15								10
Максимальная плотность за 1 спуск, отв./м	12	12	6	6	10		10		12 10 6		11 6		10		8		2
Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы 700 МПа	95 145	185 255	155 250	155 250	155 250		155 250		145 175 200		165 275		180 150		200
Средний диаметр канала, мм при твердости породы 700 МПа	5 8,5	10 12	11 12	11 12	11 12		11 12		7 9 10		8 12		8 10		9		25 20

Таблица 4

Максимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру

Тип перфоратора	Диаметр или поперечный габарит перфоратора, мм	Плотность жидкости в скважине, г/см3	Минимальный зазор, мм
1	2	3	4
Кумулятивные    ПК	80-105	£ 1,5	13
		>1,6	15...22
ПКО	73-89	£ 1,5	20
		>1,6	22... 30
ПКС	80-105	£ 1,5	13
		>1,6	22...30
ПР	43-54	£ 1,0	5...8
ПКОС	60, 73, 89	£ 1,5	16
		>1,6	19
КПРУ		£ 1	11
Пулевые               ПВКТ, ПВТ	70-73	0,8...2,3	23

3.2.18. Из оставшихся перфораторов выбирают наиболее производительные и с большей пробивной способностью. При этом учитывают особенности перфораторов, состоящие в следующем:

- перфораторы ПНК и ПНКТ не могут применяться, если после перфорации необходим спуск глубинных приборов через НКТ в интервал перфорации, когда в процессе вызова притока ожидается вынос из пласта больших объемов твердой фазы, при гидростатическом давлении на уровне установки перфораторов менее 10 МПа при создании депрессии, при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (СО₂, Н₂ S );

- наращивание плотности перфорации, интенсификации притока при использовании ПНК и ПНКТ требуют полного подъема НКТ;

- в скважинах с большим углом (>30) и с локальными препятствиями в обсадных трубах ПНК и ПНКТ имеют преимущества по проходимости;

- перфораторы ПР и КПРУ не могут быть применены при заполнении интервала перфорации глинистыми растворами, при вскрытии приконтактных зон (ГНК, ВНК), при углах наклона ствола более 40 и при вскрытии пластов, содержащих нефть с агрессивными компонентами (СО₂, Н₂ S ), из-за возможности утечек в лубрикаторе.

3.2.19. Вскрытие пластов при депрессии может осуществляться только перфораторами ПР, КПРУ, ПНК, ПНКТ.

3.2.20. Корпусные перфораторы (ПК, ПКО) оказывают на колонну и цементное кольцо меньшее воздействие, чем бескорпусные, поэтому они используются в газовых скважинах, а также в скважинах с близкой подошвенной водой, газовой шапкой (до 10 м) и близко залегающими водоносными, газоносными горизонтами, т.е. в скважинах, где нужно обеспечить сохранность колонны и цементного камня выше и ниже интервала перфорации.

3.2.21. Продуктивные нефтеносные пласты, удаленные от водоносных и газоносных горизонтов и от ВНК, ГНК менее чем на 10 м, вскрываются корпусными перфораторами плотностью не более 10 отв/м с числом зарядов за один спуск не более 40. При отсутствии корпусных перфораторов в исключительных случаях с разрешения руководства допускается выполнение перфорации бескорпусными перфораторами типа ПКС с минимальной плотностью (не более 6 отв/м).

3.2.22. Гидроабразивная перфорация применяется при невозможности использования или неэффективности кумулятивной и других методов перфорации, а также при необходимости вскрытия продуктивных пластов небольшой толщины.

3.2.23. Для гидроабразивной перфорации в качестве рабочей жидкости используются буровые растворы, которыми вскрывается продуктивный пласт, содержащими в качестве абразива мелкодисперсный шлам выбуренных пород, либо вновь приготовленный буровой раствор (глинистый, полимерный и др.), совместимый с плас товым флюидом и содержащий в качестве абразива песок фракции 0,4...0,8 мм, 30...50 г/л раствора.

Указанные смеси для перфорации скважин на месторождениях с аномально-низкими пластовыми давлениями использовать не рекомендуется.

3.2.24. Гидроабразивная перфорация наиболее эффективна при перепадах давления на насадках более 7 МПа (скорость струи 100 м/с).

3.2.25. После окончания перфорации составляют акт о перфорации и спускают колонну НКТ до забоя и промывают скважину до чистой воды обратной циркуляцией водным раствором ПАВ с массовой долей 0,1%, затем проводят подготовительные работы к освоению скважины.