vk.com/club152685050Испытание обсадных колонн| vkна.com/id446425943герметичность
•в скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополни тельно должна испытываться на герметичность сниже нием уровня воды до динамического уровня при меха низированной добыче нефти;
•испытание колонны опрессовкой производится с ис пользованием технических средств, обеспечивающих плавный подъём давления.
Обсадные колонны считаются герметичными, если в течеA ние 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0 кгс/см2).
Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше величин, указанных в таблице
Минимально необходимое давление при испытании колонн
|
|
Минимально |
|
Наружный |
диаметр |
колонны, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
необходимое давление, |
377B |
273B |
219B |
178B |
168 |
140B |
114B |
|
|
(не менее), МПа |
508 |
351 |
245 |
194 |
146 |
127 |
|
|
|
|
|
|
Внутреннее давление |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
на устье при испытани |
6,5 |
7,5 |
9,0 |
9,5 |
11,5 |
12,5 |
15,0 |
|
|
|
и верхней секции |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
колонны, РОПу |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление опрессовки |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(гидроиспытания) труб |
7,0 |
8,0 |
9,5 |
11,0 |
12,0 |
13,5 |
16,0 |
|
|
на поверхности, Ропт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Испытание эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания внутренним давлением. При испытании колонн способом снижения уровня послед
ний должен быть снижен до величин не менее, указанных в таблице.
262 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
vk.com/club152685050Испытание обсадных колонн| vkна .герметичностьcom/id446425943
Величины снижения уровня
|
Глубина положения |
до 500 |
500B |
1000B |
1500B |
более |
|
искусственного забоя, м |
1000 |
1500 |
2000 |
2000 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Снижение уровня не |
400 |
500 |
650 |
800 |
1000 |
|
менее, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При испытании колонн способом снижения уровня послед ний должен быть снижен до:
•величин не менее указанных в таблице;
•уровня на 40—50 м ниже того, при котором предпола гается вызов притока из объекта, подлежащего опро бованию или эксплуатации;
•во всех случаях снижение уровня не должно превы шать значения, при котором гидростатическое давле ние жидкости в колонне вызывает избыточное наруж ное давление на нее выше величин, предельно допу стимых на смятие;
•снижение уровня жидкости производится любым тех нологическим способом, отвечающим «Правилам бе зопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08 624 03.
При испытании способом снижения уровня колонна счита ется герметичной в том случае, если повышение уровня, сни женного до требуемой величины, за 8 ч наблюдения не пре высит значений, указанных ниже в таблице.
Допустимые величины подъема уровня
Соответствующий ему подъем уровня за 8 ч
|
Снижение уровня |
не более (м) при наружном диаметре колонны, мм |
|
наглубину, м |
|
114#219 |
более 219 |
|
|
|
до 400 |
0,8 |
0,5 |
|
400—600 |
1,1 |
0,8 |
|
600—800 |
1,4 |
1,1 |
|
800—1000 |
1,7 |
1,3 |
|
более 1000 |
2,0 |
1,5 |
|
|
|
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
263 |
vk.com/club152685050Испытание обсадных колонн| vkна.com/id446425943герметичность
Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и третий – через 2 ч после предыду щего и последний через 8 ч.
В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на вели чину, большую, чем указано в табл., производится повторный замер в течение 8 ч. Если при повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается не герметичной, и производятся работы по поиску и устранению дефектов.
|
|
|
|
|
|
|
|
264 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Раздел 14
Вторичное вскрытие продуктивных пластов
|
|
|
|
|
|
|
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
265 |
|
|
vk.com/club152685050Вторичное вскрытие|продуктивныхvk.com/id446425943пластов
|
|
|
ВВа,мм |
9 |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
89 |
89 |
89 |
|
|
|
Наружныйдиаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
температура,°С |
8 |
100 |
150 |
160 |
150 |
150 |
150 |
150 |
150 |
150 |
|
|
|
Максимальная |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давление,МПа |
7 |
50 |
50 |
50 |
50 |
50 |
50 |
16/80 |
20/80 |
16/80 |
|
|
|
мально)допустимое |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Минимально(максиB |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
перфораторов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотностьотв/м |
56 |
1090 |
10(12)90 |
1090 |
1090 |
1090 |
1090 |
1490 |
10(6,65)180 |
1860 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
.град |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Фазировказарядов, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
характеристики |
мм |
324 |
215922 |
55010,422 |
45010,421,5 |
5501022,7 |
7501022,7 |
21 |
65511,532 |
2001422 |
6009,522 |
|
|
пробиваемогоканала, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наибольшаядлина |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
входногоотверстия, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Среднийдиаметр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МассаВВ,г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Технические |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Шифрперфоратора |
1 |
105BЗПКB 7 |
ЗПКB105С |
ЗПКB105У |
ЗПКB105ДН |
ЗПКB105ДНB01 |
ЗПКB105АТ |
89BЗПКОС |
89BЗПКО |
89BЗПКОСМ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
266 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
vk.com/club152685050Вторичное вскрытие|продуктивныхvk.com/id446425943пластов
Технические характеристики щелевых перфораторов
|
|
Наименование основных параме# |
Шифр перфоратора |
|
|
|
|
|
|
|
тров |
ПГМЩ#140 |
ПГМЩ#146 |
ПГМЩ#168 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Диаметр эксплуатационной коB |
140 |
146 |
168 |
|
|
лонны, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наружный диаметр перфоратора, |
110 |
115 |
135 |
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гарантированная суммарная длиB |
|
30 |
|
|
|
на щели за 1 спуск, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ширина щели, мм |
|
10—12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выход накатного диска за экB |
|
20—25 |
|
|
|
сплуатационную колонну, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Радиус проникновения при гиB |
|
0,5—1,5 |
|
|
|
дромониторной обработке, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Жидкость вскрытия |
Техническая вода, нефть и др. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальная кривизна ствола |
|
80 |
|
|
|
скважины, град. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Количество режущих дисков |
|
1—2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальное давление в НКТ, |
|
15 |
|
|
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продолжительность перфорации |
|
|
|
|
|
и гидромониторной обработки |
|
40—60 |
|
|
|
1 метра, мин. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
268 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
vk.com/club152685050Вторичное вскрытие продуктивных| vk.com/id446425943пластов
Минимально допустимые зазоры между стреляющим перфоратором и стенкой обсадной колонны по диаметру
|
Диаметр или |
|
|
|
|
Тип перфоратора |
поперечный га# |
Плотность жид# |
Минимальный |
|
|
баритный раз# |
кости в скважи# |
зазор, мм |
|
|
|
мер пер#фора# |
не, г/см3 |
|
|
|
|
|
|
|
тора, мм |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Кумулятивные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
≤1,3 |
13 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ПК |
80—105 |
≤1,5 |
15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
>1,5 |
22 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ПКО, ПКОТ |
73—89 |
≤1,5 |
23 |
|
|
|
|
|
|
>1,5 |
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПКСУЛ, ПКС |
80—105 |
≤1,5 |
13 |
|
|
|
|
|
|
>1,5 |
22 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПР |
43—54 |
<1,0 |
7B8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
КПРУ |
>1,0 |
11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Пулевые ПВКТ, ПВТ |
70—73 |
0,8—2,3 |
23 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Гидропескоструйные |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АПB6М100 |
100 |
0,8—2,3 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
АПB6М80 |
80 |
0,8—2,3 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
269 |
vk.com/club152685050Вторичное вскрытие|продуктивныхvk.com/id446425943пластов
Кислотные перфорационные среды
Кислотные перфорационные среды готовятся на основе реагентов типа СПК (состав перфорационный кислый) и ка лий натриевого состава «Лиман 800».
СПК — реагенты на основе ортофосфорной кислоты.
Требования к реагентам СПК
Наименование показателя
Внешний вид
Значение показателя
СПК#150 СПК#350
Вязкая жидкость от светлоBкоB ричневого до бурого цвета. Допускается присутствие мелкоBдисперсной взвеси.
Водородный показатель |
|
|
рН 1%Bго водного раствора |
4 |
3 |
(% мас.), не более |
|
|
Поверхностное натяжение |
|
|
3,5%Bго водного раствора |
12 |
7 |
Массовая доля ортофосфорB |
|
|
ной кислоты (Н3РО4) |
20—33 |
50—63 |
по ГОСТ 10678B76, %
(% мас.) на границе с керосином, мН/м, не более
Плотность, кг/м3
Определяется, но не нормируется
«Лиман 800» молотая природная калийная соль, обрабо танная ингибито рами солеотложения. Производится по ТУ 2111 003 05778557 2000.
270 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
vk.com/club152685050Вторичное вскрытие продуктивных| vk.com/id446425943пластов
Физико"химическим показатели «Лиман"800»
Наименование показателя |
Норма |
Внешний вид
Кристаллы розового цвета с сероватым оттенком
Массовая доля хлористого калия,
20
%, не менее
Массовая доля нерастворимого
3
в воде остатка, %, не более
Для приготовления жидкости глушения — ПАКР (поверх ностно активный кислотный раствор) используется агрегат ЦА 320М, в мерниках которого путём гидравлического пере мешивания водного раствора «Лиман 800» и реагента СПК 150(350) получают поверхностно активный кислотный раствор.
Расход химреагентов для приготовления жидкостей глушения
Наименование |
Назначение получаемой жидко# |
Расход химреагентов |
|
|
химреагента |
сти |
для приготовления |
|
|
|
1 м3 жидкости, тн |
|
|
|
|
|
|
|
КислотноBперфорационная среда |
|
|
|
СПКB350 |
(КПС) на основе водного раствора |
0,050 |
|
|
|
сильвинита молотого «ЛиманB800» |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПоверхностноBактивный кислотB |
|
|
|
|
ный раствор (ПАКР) для глушеB |
|
|
|
СПКB150 |
ния скважины на основе водного |
0,015 |
|
|
|
раствора сильвинита молотого |
|
|
|
|
«ЛиманB800» |
|
|
|
|
|
|
|
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
271 |
