3.3.2. Вызов притока из пласта

Общие положения

3.3.2.1. Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации при депрессии вызов притока осуществлять сразу же после ее окончания.

3.3.2.2. Вызов притока из пласта достигается во всех слу чаях путем снижения забойного давления одним из методов, указанных в табл. 5. Забойное давление снижается до получения притока либо до достижения допустимой депрессии на пласт. Продукция пласта, получаемая при освоении и исследовании эксплуатационной скважины, после ее очистки от бурового раствора должна направляться в нефтесборную сеть.

Таблица 5

Способы снижения давления в скважине

Метод снижения забойного давления	Осуществление метода
	Способ	Технические средства	Коэффициент аномальности пластового давления			Наличие в продукции H 2 S и СО2
			1,0	1,0-1,3	>1,3
1	2	3	4	5	6		7
1. Замена жидкости в скважине на более легкую	1. На буровой раствор меньшей плотности	ЦА			+		+
	1.2. На воду	ЦА		+	+		+
	1.3. На безводную дегазированную нефть	ЦА, АЦ	+	+			+
	1.4. На пенную систему, у которой:
	1.4.1. В качестве дисперсионной среды - азот	ЦА, АГУ-8К	+	+			+
	1.4.2. В качестве дисперсионной среды - дымовые газы	ЦА, ДГ	+	+			+
2. Сниже ние уровня	2.1. Свабирование	Сваб, подъ емник
	2.2. Глубинный насос	Погружной насос	+
	2.3. С помощью сжатого газа:
	2.3.1. Сжатым азотом	АГУ-8К	+	+			+
	2.3.2. Сжатым азотом через пусковые отверстия в НКТ	КС	+	+
	2.4. Пенные системы по способу п.1.4 данной таблицы
3. Комбинация первых двух методов	3.1. Замена жидкости на более легкую с последующим снижением уровня
	3.1.1. Глубинным струйным насосом	ЦА, глубинный насос	+	+			+
	3.1.2. Дымовыми газами	ЦА, ДГ	+	+			+
	3.1.3. Вытеснение жидкости из скважины азотом	ЦА, АГУ-8К	+	+			+

Примечание:                АГУ-8К - газификационная азотная установка;

ЦА - насосный аппарат;

КС - передвижная компрессорная станция;

АЦ - автоцистерна;

ДГ - установка для производства дымовых газов;

(+) - рекомендуемые процессы.

3.3.2.3. Вызов притока и исследования скважины должны проводиться под руководством ответственного лица (руководителя работы).

3.3.2.4. На время вызова притока из пласта и глушения фонтанных необходимо обеспечить:

- постоянное круглосуточное дежурство ответственного лица и оперативной группы противофонтанной службы по графику, утвержденному руководством предприятия;

- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

3.3.2.5. Для пластов с плохими коллекторскими свойствами рекомендуется использовать депрессию в 2,5...3,5 раза выше, чем репрессию на пласт при вскрытии.

3.3.2.6. Нецелесообразно создавать депрессию при вызове притока, превышающую величину репрессии при первичном вскрытии продуктивного пласта, более чем в 3,5 раза.

Вызов притока путем снижения давления в скважине за счет замены скважинкой жидкости азотом.

3.3.2.7. При освоении пластов, содержащих сероводород ( H ₂ S ), малопроницаемый коллектор, низкие пластовые давления, а также в суровых климатических зонах ( t +50° C , t -30° C ), снижение уровня производится с использованием передвижных азотных газифицированных установок типа АГУ-8К, обеспечивающих большую безопасность, следующими способами:

- метод вытеснения - закачка азота в затрубное пространство с последующим стравливанием его;

- темп снижения давления при выпуске азота из затрубного пространства должен быть не более 0,2 МПа/мин. Для обеспечения такого темпа снижения на устье скважины устанавливается штуцер диаметром: для скважин, обсаженных 168 мм колонной и оборудо ванных 73 мм НКТ, - 7мм; для скважин, обсаженных 140 мм колонной и оборудованных 73 мм НКТ, - 6 мм.

- продувка-закачка азота в затрубное пространство до выхода его через НКТ; при этом НКТ оборудованы пусковыми муфтами или газлифтными клапанами.

Использование воздуха для таких целей запрещается.

3.3.2.8. Предельное снижение уровня при вызове притока путем вынесения жидкости из скважины газообразным азотом составляет:

- 270 м, если скважина была заполнена водой;

- 330 м, если скважина была заполнена нефтью (плотностью 850 кг/м³).

3.3.2.9. При разобщении непроницаемых пропластков осваиваемого объекта и находящегося сверху или снизу от него водоносного (или обводнившегося) пласта перепад давления на 1 м высоты цементного кольца на участке непроницаемых пород не должен превышать 2 МПа.

3.3.2.10. Пуск механизмов следует производить по сигналу руководителя работ после удаления людей от оборудования, находящегося под давлением.

3.3.2.11. Во время работы газификационной установки АГУ-8К должен осуществляться постоянный контроль:

- за давлением в резервуаре, которое не должно превышать 0,24 МПа. При превышении указанного давления следует открыть на резервуаре вентиль газосброса;

- за давлением нагнетания азотно-жидкостной смеси, которое не должно превышать 22 МПа;

- за температурой выдаваемого газа -(10 ¸ 30°С);

- за уровнем жидкости в резервуаре - не менее 0,3 ед. по указателю уровня;

- за общей продолжительностью операции и моментом начала первого поступления рабочего агента через башмак НКТ;

- за использованным и оставшимся количеством азота.

3.3.2.12. Регулирование соотношения подаваемых в скважину количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Регулирование противодавления в трубном пространстве скважины осуществляется с помощью задвижки, оборудованной штуцером.

3.3.2.13. При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространства скважины и следить за подъемом давления на устье.

3.3.2.14. Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 минуты, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

3.3.2.15. Запрещаются работы на газификационной и других установках во время грозы, при скорости ветра 11м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью на расстоянии менее 50 м.

3.3.2.16. Перед заполнением резервуара газифицированной установки жидким азотом ответственным лицом должен проводиться тщательный осмотр наружной поверхности и арматуры резервуара, а также наличие остаточного давления.

3.3.2.17. Запрещается заполнять резервуар азотом, если:

- истек срок назначенного освидетельствования;

- повреждены корпус или днище (трещины, заметное изменение формы и др.);

- отсутствуют установленные клейма и надписи;

- отсутствует или неисправлена арматура;

- нет надлежащей окраски;

- неисправлен автомобиль газификационной установки.

3.3.2.18. Внутренний сосуд резервуара газификационной установки для жидкого азота должен эксплуатироваться в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением".

3.3.2.19. При заключительных работах в случае освоения скважины с использованием азота перед отсоединением трубопроводов от фонтанной арматуры необходимо:

- остановить работающие агрегаты;

- закрыть задвижку на устье скважины в месте присоединения нагнетательного трубопровода;

- закрыть все вентили на резервуаре, если он опорожнен. При наличии жидкости в резервуаре оставить открытым вентиль газосбора резервуара;

- постепенно снизить давление в трубопроводах до атмосферного;

- привести газификационную установку в транспортное положение.

Вызов притока путем снижения давления в скважине за счет замены скваженной жидкости газом.

3.3.2.20. Не используя других приемов в работе, можно создать депрессию на пласт в 146 мм колонне 6 МПа и в 168 мм колонне 6,7-7 МПа, если закачивать газ в затрубное пространство, и соответственно 2 и 1,4 МПа при закачке газа в НКТ.

3.3.2.21. Для прорыва газа через башмак НКТ необходимо выполнить условие:

- в заполненной жидкостью скважине:

Р_ПУСК= g _Ж Н /10⁵; МПа

- для закачки газа в затрубное пространство (статический уровень ниже устья):

 МПа

- для закачки газа в НКТ (статический уровень на расстоянии от устья):

 МПа

3.3.2.22. Максимальная глубина спуска башмака НКТ под уровень жидкости при работе компрессором не должна превышать полученную по формуле:

В приведенных здесь и далее формулах использованы следующие обозначения:

Р_ПУСК - пусковое давление, МПа;

h - глубина спуска башмака труб под уровень, м;

D и d - внутренние диаметры эксплуатационной колонны и НКТ, м;

g _Г , g _Г - плотность газа и жидкости в скважине, кг/м³;

Р_К - максимальное давление развиваемое компрессором, МПа;

V _З , V_T - объем затрубного пространства и НКТ, м³;

Н_СТ - статический уровень в скважине, м;

h _З - высота столба жидкости в затрубном пространстве, м.

3.3.2.23. При отсутствии притока из пласта глубина снижения уровня воды компрессором методом переключения потока будет (табл. 6):

Таблица 6

Глубина снижения уровня воды компрессором методом переключения потока

Показатели	Давление компрессора, МПа	Диаметр колонны и НКТ, мм
		146		168
		73	60		73	60
1	2	3	4		5	6
Снижение уровня при закачке газа в затрубное пространство	8,0	600	670		670	700
	10,0	750	840		830	890
Дополнительное снижение уровня при закачке газа в НКТ	8,0	600	670		670	700
	10,0	750	840		830	940
Общее снижение уровня за два приема	8,0	1200	1340		1340	1410
	10,0	1500	1680		1660	1830

3.3.2.24. Для замены жидкости в скважине перед вызовом притока газом рекомендуется применять нефть, жидкости глушения на нефтяной основе, водные растворы ПАВ, пену и воду.

Применение светлых нефтепродуктов для этой цели не допускается.

3.3.2.25. Перед вызовом притока в предполагаемом направлении выпуска газа необходимо очистить территорию скважины в радиусе 25 м от горючих предметов и разлитой нефти.

3.3.2.26. Установку емкости для приема выходящей из скважины жидкости, а также расстановку техники на территории сква жины следует производить с учетом направления ветра, при этом должны быть выдержаны следующие расстояния:

- от устья до компрессора и исследовательской машины - не менее 25 м;

- от емкости для приема жидкости до компрессора и исследовательской машины и другой техники - не менее 10 м.

3.3.2.27. Выкидная линия для отвода жидкости должна быть надежно закреплена. Крепление следует производить при помощи якорей, которые устанавливаются в местах поворота линии и у приемной емкости. Якорь должен быть рассчитан на действие реактивного усилия не менее 1 тс.

3.3.2.28. Выкидная линия выполняется из труб диаметром не менее 50 мм и оборудуется пробоотборным краном, который должен быть расположен возле емкости в доступном месте.

3.3.2.29. В процессе перевода струи жидкости с одной струны в другую закрытие задвижки на одной из струн и открытие задвижки на другой струне должно производиться одновременно и равномерно без резкого изменения давления.

3.3.2.30. При закачке газа обслуживающему персоналу запрещается находиться у устья скважины в радиусе менее 25 м.

3.3.2.31. В период от начала закачки газа до конца выпуска его из скважины запрещается:

- открывать краны или вентили на фонтанной арматуре, манифольде и нефтегазосборном коллекторе;

- закрывать задвижку на фонтанной арматуре и выкидной линии.

3.3.2.32. Пробы нефти следует отбирать с помощью глубинного пробоотборника или через пробоотборный кран.

3.3.2.33. Выпуск газа необходимо производить не позднее, чем через 15 минут после прекращения закачки, при этом необходимо вести контроль за снижением давления по манометру.

3.3.2.34. Зажигание газа на факеле, допускается только после полного выпуска газовоздушной смеси.

3.3.2.35. Предохранительные и обратные клапаны, участок газопровода, смонтированный непосредственно на компрессорной установке, должны регулярно не реже одного раза в три месяца очищаться от нагаромасляных отложений. Остальную часть газопроводов и холодильники компрессора следует очищать не реже одного раза в год, способом не вызывающим коррозию оборудования (например, промывкой УХ, водным раствором сульфанола).

3.3.2.36. Заправку лубрикатора следует производить маслом из отдельной емкости, для чего иметь на компрессорной установке суточный запас чистого масла.

Запрещается производить заправку лубрикатора маслом из картера.

Вызов притока с помощью аэрирования жидкости газом.

3.3.2.37. Процесс аэрирования жидкости газом осуществляется с применением компрессора, насосного агрегата, аэратора с использованием следующих операций:

- промывки скважины;

- промывки скважины аэрированой жидкостью при совместной работе компрессорной установки и насосного агрегата;

- продувку скважины газом.

3.3.2.38. Максимальное давление промывки аэрированой газом жидкости не должно превышать максимального рабочего давления компрессорной установки.

3.3.2.39. Продувка газом скважин глубиной свыше 2000 м проводится в исключительных случаях при учете расчетных и фактических характеристик эксплуатационных колонн.

Вызов притока снижением уровня компрессором с помощью пусковых отверстий

3.3.2.40. При проведении процесса применяется оборудование в соответствии с п. 3.3.2.38., за исключением насосного агрегата, в котором нет необходимости.

Аэрирование осуществляется через пусковые отверстия (клапаны) в НКТ диаметром 1-3 мм путем объединения вытесняющей способности нагнетаемого газа и снижения плотности смеси жидкости и газа.

3.3.2.41. Пусковое давление (Р_ПУСК) не должно превышать рассчитанного по формуле:

3.3.2.42. Для нормального хода процесса снижения уровня компрессором с помощью пусковых отверстий необходимо, чтобы объем жидкости, вытесненной из затрубного пространства, при заполнении им НКТ не нарушил условия:

 или

3.3.2.43. Отношение абсолютного давления сухого газа на выходе из отверстия (Р_ВЫХ) и входе в него (Р_ВХ) должно быть:

Р_ВЫХ/Р_ВХ » 0,546;

3.3.2.44. Глубина ( L ), с которой пластовая жидкость начинает поступать в скважину, определяется, если имеет место неравенство:

Вызов притока с использованием пены.

3.3.2.45. В целях сокращения продолжительности работ по вызову притока пеной рекомендуется спустить в скважину лифт без пусковых отверстий.

3.3.2.46. Температура воды, используемой для приготовления ПАВ, а также закачиваемого в скважину раствора должна быть не более 60-50°С.

3.3.2.47. Насос и компрессор с устьем скважины обвязываются через эжектор или аэратор. При использовании эжектора, растворопровод присоединяется к его фильтру, газопровод - к боковому отводу с обратным клапаном, пенопровод - к диффузору.

При использовании аэратора растворопровод присоединяется к боковому отводу с обратным клапаном, а газопровод - к входу перфорированной внутренней трубки.

3.3.2.48. Для освоения может быть применен как высоконапорный, так и низконапорный эжекторы.

3.3.2.49. Эжекторы и аэраторы, применяемые для закачки пены, должны подвергаться ежегодному осмотру в ремонтно-механических мастерских. Изношенные детали необходимо заменить, после чего эжекторы и аэраторы испытываются на пробное давление с составлением акта и указанием его номера и даты последнего испытания на металлической бирке.

3.3.2.50. После эжектора пенопровод должен иметь прямолинейный участок, длиной не менее 8 м.

3.3.2.51. Для контроля за давлением в пенопроводе, на расстоянии не менее 0,5 и от эжектора или на устье скважины, должен быть установлен манометр.

3.3.2.52. Насосный агрегат устанавливается на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и не менее 10 м от компрессора.

Расстояние между автоцистернами и насосным агрегатом должно быть не менее 3 м.

3.3.2.53. После обвязки нагнетательные линии должны быть испытаны на герметичность. Испытание проводится в следующей последовательности: сначала испытываются одновременно пенопровод и растворопровод, затем газопровод. При применении эжектора растворопровод испытывается дополнительно после газопровода.

3.3.2.54. Обнаруженные негерметичности устраняются только после снятия давления с линии.

3.3.2.55. Проверка исправности обратного клапана на эжекторе (аэраторе) производится при отсоединенном газопроводе.

3.3.2.56. Если предусматривается закачка пены в трубное пространство и спуск приборов, то лубрикатор испытывается на герметичность в сборе с прибором одновременно с испытанием пенопровода, при открытой буферной и закрытой центральной задвижках.

3.3.2.57. Прибор должен быть спущен в скважину до начала закачки пены.

3.3.2.58. В случае закачки пены в межтрубное пространство прибор устанавливается ниже башмака на 10 - 15 м, а в случае закачки в трубное пространство - выше башмака на 3 - 5 м.

3.3.2.59. Закачку пены в скважину необходимо начинать включением в работу сначала насоса, а затем компрессора.

3.3.2.60. В процессе закачки лены производительность компрессора должна быть по возможности постоянной и равной номинальной.

3.3.2.61. Во время закачки пены необходимо следить за давлением в газопроводе.

Снижение давления (при увеличении его выше допустимых величин) проводится увеличением производительности насоса, а при достижении максимальной его производительности - уменьшением производительности компрессора.

3.3.2.62. Для достижения минимального давления на забое разрешается переходить от закачки пены к закачке газа, если ожидаемая при этом нагрузка на обсадную колонну не превышает допустимую величину.

3.3.2.63. Если предусматривается переход от закачки пены к закачке газа, то закачку газа следует начинать после достижения установившегося режима циркуляции пены с постоянным минимальным давлением на устье. Закачка газа производится в то же пространство (трубное или межтрубное), в которое закачивалась пена.

3.3.2.64. Для упрощения перехода от закачки пены к закачке газа рекомендуется устанавливать на растворопроводе перед эжектором (аэратором) кран высокого давления, а пенопровод собирать из нагнетательных труб компрессора. В этом случае переход к закачке газа осуществляется в следующей последовательности: остановить компрессор, затем насос, снять давление с нагнетательных линий, закрыть кран около эжектора, при необходимости разобрать растворопровод и начать закачку газа.

3.3.2.65. Продолжительность остановки во время закачки пены или перехода с пены на газ не должна превышать 30 минут для пен без добавки стабилизатора. По истечении указанного времени следует возобновить закачку пены или скважину открыть для снижения давления в ней до атмосферного.

3.3.2.66. Продолжительность остановки может быть увеличена при применении опробованных пен со стабилизирующими добавками.

3.3.2.67. По окончании процесса закачки пены следует ос тановить компрессор, отсоединить пенопровод и произвести выпуск пены из скважины без штуцирования при полном открытии задвижек.

3.3.2.68. Выпуск пены разрешается производить одновременно из трубного и межрубного пространства.