10.4. Перевод скважины на механизированный способ эксплуатации

По окончании работ по вызову притока и очистки призабойной зоны в скважинах, из которых получен соответствующий проекту разработки месторождения приток пластовой жидкости, производятся гидродинамические исследования в проекте приняты в ¹/₁₀ скважине, глушение и перевод скважины на насосный способ эксплуатации. При этом глушение скважины после освоения и вызова притока объекта проводится с использованием водного раствора хлористого калия (KCl) с плотностью =1,08 г/см³.

Плотность солевого раствора для глушения объекта определена в соответствии с п. 2.7.3.3 Правил [4] с учетом глубины залегания объекта и величины пластового давления.

В задании (см. п. 30 Приложение 1) к проекту предусматривается эксплуатация скважин глубинными насосами УЭЦН.

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 принимаются следующие параметры. При эксплуатации ЭЦН:

- тип насоса - УЭЦНМ5;

- глубина спуска - 3486 м по стволу;

- диаметр НКТ - 73 мм.

Расчет эксплуатационной колонны  168мм в проекте для всех скважин (добывающих нефтяных и водонагнетательных) произведен на опорожнение Н=2570м и приведен в таблице 9.3 проекта.

Для каждой конкретной скважины производится расчет колонны НКТ на прочность.

Результаты расчетных параметров НКТ для спуска ЭЦН приведены в таблице 10.1 проекта.

При расчете колонны НКТ для спуска ЭЦН учтены дополнительные нагрузки растяжения от давления столба нефти, веса насоса и кабеля.

Перед спуском ЭЦН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором с разгруженным приводом ПМТР2.1-156х35 с использованием в нем трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора. Затем скважина шаблонируется спуском шаблона на рабочем комплекте НКТ до глубины – на 10 м выше интервала перфорации. Диаметр шаблона – не менее диаметра насоса и двигателя, длина – равной длине насоса и не менее 10м.

Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клапана и после допуска до необходимой глубины производится опрессовка НКТ на 100 кг/см².

Опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.

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

После спуска ЭЦН производится опрессовка НКТ на 10,0 МПа, кабельного ввода на 4,0 МПа.

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

Продолжительность работ по спуску глубинонасосного оборудования приведена в таблице 10.6.

10.5. Перевод скважины под водонагнетание

В связи с тем, что скважина будет работать после бурения как добывающая нефтяная и перевод ее под нагнетание воды будет производиться через определенное время согласно проекта пробной эксплуатации Снежного месторождения, продолжительность работ по переводу ее в нагнетание в проекте не приводится.

10.5.1. Освоение нагнетательных скважин в качестве добывающих приводится в подразделе 10.2 проекта.

Перевод скважины под водонагнетание с отработкой ее в качестве добывающей предусматривает следующий порядок работ:

• перед началом работ производится комплекс геофизических исследований с целью проверки герметичности заколонного пространства;

• производится глушение скважины солевым раствором и подъем эксплуатационного оборудования;

• для постоянного нагнетания воды в пласт, спускается колонна НКТ с пакером без пусковых муфт, пакер устанавливается на 10-15м выше интервала перфорации. Тип пакера определяется и пакер завозится на скважину службами Заказчика;

• устье скважины оборудуется арматурой для нагнетания, которая опрессовывается на 190 кгс/см²;

• по НКТ в скважину закачивается вода, в надпакерном пространстве оставляется солевой раствор;

• производятся работы по определению приемистости и при достижении плановой приемистости, закачка воды прекращается и скважина переводится под закачку воды.

10.5.2. При отсутствии плановой приемистости, по решению геологических служб Подрядчика и Заказчика в скважине проводятся дополнительные работы по увеличению приемистости скважины (увеличение плотности перфорации до 20 отв/м, воздействие на призабойную зону пласта пороховым генератором давления ПГДБК, обработка зоны перфорации глинокислотным раствором). Результаты расчёта НКТ для водонагнетания (по основному проектному профилю) приведены в таблице 10.1.

Таблица 10.1

Параметры колонны насосно-компрессорных труб (НКТ)

Макси- мальная глубина на спуск колонны НКТ по стволу, м	Номер сек- ции труб (снизу вверх)	Интервал установки секции по стволу, м		Характеристика трубы							Длина секции по стволу, м	Масса секции, т		Коэффициент запаса прочности на
				изготов- ление (отечест- венное, импорт- ное)	номи- наль- ный наруж ный диа- метр, мм	тип		марка (груп- па проч- ности стали)	тол- щина стен- ки, мм	теоре- тичес- кая масса 1 пог.м, кг		теоре- тичес- кая	с уче- том на плю- совой допуск 3,6%
														растяже- ние		избыточное давление
		от (верх)	до (низ)													на- руж- ное		внут- рен- нее
1. Технологический комплект колонны насосно-компрессорных труб для проведения перфорации и вызова притока нефти из пласта:
3618	1	842	3618	ГОСТ 633-80	73	гладкие		Е	5,5	9,47	2776	26,29	27,24	1,34		3,0		>1,32
	2	0	842	ГОСТ 633-80	73	гладкие		Л	5,5	9,47	842	7,97	8,26	1,35		-		>1,32
2. Рабочий комплект НКТ для спуска ЭЦН:
3486	1	2036	3486	ГОСТ 633-80	73		НКМ	Д	5,5	9,48	1450	13,75	14,24	1,36		3,0		2,0
	2	1166	2036	ГОСТ 633-80	73		НКМ	К	5,5	9,48	870	8,24	8,54	1,35		>1,15		5,3
	3	0	1166	ГОСТ 633-80	73		НКМ	Л	5,5	9,48	1166	11,05	11,45	1,34		>1,15		>1,32
3. Комплект НКТ типа НКМ 89мм для работ по проведению работ гидроразрыва пласта (ГРП)
3555	1	0	3555	ГОСТ 633-80	73		НКМ	Л	9,5	13,75	3555	48,88	50,64	2,25		5,8		3,1 (1,5)

Примечание к таблице 10.1:

1. Глубины спуска комплектов НКТ (по стволу) приведены по основному проектному профилю скважины (рис.6.1, табл.6.1.2). При строительстве скважин и их эксплуатации производится пересчёт колонны НКТ в соответствии с фактическим профилем скважины, назначением и типоразмером НКТ в соответствии с Инструкцией [48].

2. Допускается использование других типов НКТ, в том числе зарубежного производства при соблюдении требований пп.1.2.19; 1.2.20; 2.2.9 Правил [4].

3. Расчёт НКТ на прочность произведен исходя из условий:

- для спуска ЭЦН – с учётом 12,5 тн. дополнительной растягивающей нагрузки (веса ЭЦН, кабеля, столба нефти в НКТ при снижении уровня нефти в колонне до 2570м, потерь давления устьевой обвязки).

4. Работы по свинчиванию НКМ должны производится с обязательным контролем момента свинчивания с использованием моментомера.

Таблица 10.2