9.3. Оборудование устья скважины

Таблица 9.12

Спецификация оборудования

Обсадная колонна		Типоразмер, шифр или название устанавливаемого оборудования	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление		Единица измерения				Коли- чест- во, шт		Допусти- мое рабочее давление, кгс/см2			Масса, т
номер по поряд- ку	название													еди- ницы		сум- мар- ная
1	2	3	4		5				6		7			8		9
1.	Удлиненный кондуктор	Колонная головка (нижняя часть)
		ОКК1-210-168х245ХЛ-4	ТУ 26-02-579-74		компл.				1		210			-		-
		Противовыбросовое оборудование
		ОП5-230/80x35	ГОСТ 13862-90		компл.				1		350			-		17,90
		в том числе:
		превентор плашечный
		ПП-230x35	ОСТ 26-16-1622-82		компл.				2		350			1,50		3,00
		превентор кольцевой (универсальный)
		ПК-230x35	ОСТ 26-16-1622-82		компл.				1		350			3,03		3,03
2.	Эксплуатационная, удлиненный кондук-тор	Колонная головка ОКК1-210-168х245ХЛ-4	ТУ 26-02-579-74				компл.	1			210		0,485		0,485
3.	Эксплуатационная	Противовыбросовое оборудование для освое-ния и спуска ЭЦН ПМТР2.1-156х35	ТУ 3661-023-27005283-98 (НПО “СибБурМаш” г.Тюмень)			компл.		1			350		0,380		0,380
					окончание таблицы 9.12
1	2	3	4		5				6		7			8		9
4.	Эксплуатационная:
	- добывающие скважины	фонтанная арматура АФК1Э-65х21ХЛ-К1-4Ф-М2-В1	ГОСТ 13846-89 либо ТУ заводов изготов.		компл.				1		210			1,165		1,165
	- нагнетательные скважины	нагнетательная арматура АНК1-65х210К1ХЛ	ТУ 26-16-195-86		компл.				1		210			0,905		0,905

Примечания: 1. В соответствии с требованиями п. 2.7.6.4 Правил [4] схемы установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатываются буровой организацией и согласовываются с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

В соответствии с требованиями п. 1.2.20 Правил [4] импортное ПВО при его использовании, подлежит сертификации и получению разрешения на применение органов Ростехнадзора в установленном порядке.

В приложениях к проекту приведены принципиальные схемы обвязки ПВО.

2. Допускается обвязка устья скважины при бурении, испытании и перфорации импортного ПВО в т.ч. 9/5000 Psi Towsend с трубными и глухими плашками, а также допускается использование других типов колонных головок и фонтанной арматуры (производства ОАО “Завод Нефтепроммаш” и НПК “Новаторнефть” г.Тюмень; ЗАО “Нефтемашвнедрение” г.Ноябрьск, ОАО “Корвет” г.Курган и др.), в т.ч. и импортных при соблюдении пп. 1.2.19, 1.2.20, 2.2.9 Правил [4].

3. Малогабаритное ПВО (ПМТ 2.1-156х35) для спуска ЭЦН оснащается трубно-кабельными плашками и трубно-кабельным центратором.

10. испытание скважины

По проектной конструкции скважины предусматривается строительство добывающих и водонагнетательных скважин. При этом на первом этапе все скважины осваиваются как добывающие – см. ниже подраздел 10.1. Дополнительные работы по освоению скважин под водонагнетание будут проводиться в процессе эксплуатации объекта Ю_1-2 по планам и решению соответствующих служб ООО “Норд Империал”.

10.1. Испытание горизонтов

на продуктивность в эксплуатационной колонне

всех скважин как добывающих

10.1.1. Общие сведения

Hастоящий раздел разработан в соответствии с технологическим регламентом на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин) и другими руководящими документами [17,19, 4356].

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится перфорацией эксплуатационной колонны, выбор типоразмера перфоратора и плотность перфорации производится в соответствии с Инструкцией [17] и СТО 51.00.017-084 [19] и с учетом геолого-технических условий и задания на проектирование.

В соответствии с рекомендациями специалистов ООО “Норд Империал” (см. пп. 23, 24 задания на проектирование – Приложение 1 проекта), конструкцией и геолого-техническими условиями бурения скважины, в проекте предусматривается перфорация пласта Ю₁² в качестве основного варианта при репрессии на пласт на водном растворе хлористого калия (KCl) с применением перфораторов ПКО-89АТ-01 или АТ-10 по плану, утвержденному буровым предприятием и геофизической организацией, осуществляющий перфорацию в соответствии с п. 2.9.10, 5.6.3 Правил [4]. Параметры перфорации приведены в табл. 4.14 геологической части проекта.

Возможны варианты вторичного вскрытия пласта Ю₁² на равновесии (техническая вода) с применением перфораторов ПКО-89АТ-01 или АТ-10 и на депрессии (нефть) с применением перфораторов ПКТ-89Д либо импортного компанией “Baker” 4¹/₂ (3³/₈) Predator, спускаемых на НКТ.

Для всех вариантов перфорации допускается использование других отечественных или зарубежных перфораторов.

Тип перфоратора, интервал перфорации, плотность перфорационных отверстий и количество одновременно спускаемых зарядов для каждой конкретной скважины уточняется геологической службой недропользователя исходя из результатов геофизических исследований, расстояния от нефтеносного до ближайшего газоводоносного пласта, качественного состояния цементного кольца за колонной и других геолого-технических условий.

Подготовительные работы перед спуском заряженного перфоратора в скважину осуществляются в соответствии с требованиями пп. 5.6.9, 5.6.11 Правил [4].

В соответствии с п. 2.9.12 Правил [4] на устье скважины перед перфорацией пласта на репрессии должно быть оборудовано превенторной установкой по утвержденной схеме, разработанной буровым предприятием и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

В приложении к проекту приводится принципиальная схема обвязки устья скважины при перфорации.

В проекте в соответствии с п. 33 “Задание на проектирование” принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ПМТР2.1-156х35 ТУ 3661-023-27005283-98 производства НПП “СибБурМаш” г.Тюмень. Допускается использование других типов малогабаритных превенторов или устройств герметизации устья скважины для перфорации при согласовании с органами Ростехнадзороа и противофонтанной службой.

Для проведения работ по СПО НКТ при вскрытом перфорацией объекте, а также для проведения работ по спуску ЭЦН скважина должна быть заглушена солевым раствором (=1,08 г/см³), а устье оборудовано противовыбросовым оборудованием ПМТР2.1-156х35.

После каждой установки на устье превентор опрессовывается водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Перед вторичным вскрытием продуктивного пласта на репрессии эксплуатационная колонна должна быть заполнена не содержащей твердой фазы жидкостью, плотность которой должна обеспечить создание минимального противодавления на вскрываемый пласт с соответствии с требованиями п. 2.7.3.3 Правил [4].

Настоящим проектом предусматривается заполнение всей эксплуатационной колонны от искусственного забоя до устья водным раствором хлористого калия (KCl) с плотностью не менее 1,08 г/см³, который закачивается в скважину в качестве продавочной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны (см. подраздел 9 – текст, табл. 9.11).

Половина объема раствора хлористого калия используется повторно при глушении объекта, что учитывается в смете при расчете затрат.

Для заполнения колонны перед вскрытием продуктивного пласта можно использовать водные растворы солей натрия, калия, кальция.

Во всех случаях интервал перфорации колонны должен быть заполнен перфорационной жидкостью, обеспечивающей максимальное сохранение или улучшение фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Необходимость применения других перфорационных жидкостей определяется геологическими службами Заказчика и Подрядчика исходя из геолого-технических свойств пласта и экономической целесообразности применения.

После перфорации колонны в скважину спускается колонна НКТ для вызова притока из пласта.

Глубина спуска НКТ – на 10 м выше интервала перфорации.

Низ колонны НКТ, спускаемых для вызова притока, оборудуется воронкой.

В соответствии с требованиями пп. 2.9.7, 2.9.8 Правил [4] приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий одним из разрешенных способов вызова притока. Общепризнанного и приемлемого в любых геолого-технических условиях способа вызова притока нет.

Опробованы в значительных объемах такие способы, как вызов притока закачкой в скважину пенной системы, снижение уровня жидкости свабированием, использование струйных насосов, компрессирование с использованием инертного газа (азот).

На основании анализа существующих методов притока жидкости из пласта с учетом требований задания на проектирование строительства скважин в проекте в качестве основного варианта предусматривается производить вызов притока нефти из пласта Ю₁² свабированием (см. подраздел 10.2).

По окончании вызова притока и проведения гидродинамических исследований:

- при получении проектного притока нефти производится глушение скважины солевым раствором KCl с =1,08 г/см³ и перевод на насосный способ эксплуатации (см. подраздел 10.4), при этом половина объема раствора хлористого калия после испытания и глушения используется повторно для испытания объектов других скважин, сто учитывается в смете при расчете затрат;

- при неполучении проектного притока нефти геологической службой недропользователя производится выбор метода и технологии интенсификации притока по результатам гидродинамических, геофизических и прочих исследований.

В соответствии с п. 25 задания на проектирование (см. Приложение 1 к проекту) в проекте приведено описание работ по гидроразрыву пластов (ГРП) справочно (см. подраздел 10.3). Работы по ГРП проводятся специализированными компаниями по планам, утвержденным Заказчиком.

Допускается использование других способов вызова притока из пласта, не противоречащих требованиям пп. 2.9.7, 2.9.8 Правил [4] и согласованных с Заказчиком (пенные системы, компрессирование инертным газом и др.).

В случае отличия способа вызова притока от проектного, проведение работ по интенсификации притока, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам [1].

Результаты расчета параметров насосно-компрессорных труб, потребного количества материалов и техники для испытания скважины, интенсификации притока нефти (справочно) и спуска глубинонасосного оборудования, продолжительность испытания скважины на продуктивность, продолжительность работ по спуску глубинонасосного оборудования и интенсификации (справочно) приведены в таблицах 10.1, 10.3, 10.4, 10. 5.