TZ__na_ispytanie_160_skvazhiny

Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ по испытанию поисково-оценочной скважины № 160 Тасийского
НГКМ
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение», г. Ухта, ул. Уральская 10.
Срок оказания услуг: январь 2014 – март 2015 года (сентябрь 2015 с интенсификацией), в соответствии с Графиком производства работ по
испытанию и исследованию разведочной скважины №160 Тасийского НГКМ
Техническое задание на испытание 15-ти объектов
в разведочной скважине № 160
Тасийского НГКМ
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» ООО «Газпром бурение», г. Ухта, ул. Уральская 10.
Срок оказания услуг: январь 2014 – февраль 2015 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию разведочной скважины № 202
Северо-Тамбейского НГКМ
Район строительства скважин:
Назначение скважины:
Вид скважин:
Проектный горизонт:
Проектная глубина:
Тюменская область,
Ямало-Ненецкий автономный округ, Ямальский район, нефтерайон 2б.
разведка газоконденсатных залежей
разведочная, вертикальная.
малышевская свита (средняя юра)
3750 м.
Характеристика условий и состава работ
1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования и хим. реагентов и материалов выполнить «под ключ» полный
комплекс работ по испытанию 15 объектов разведочной скважины № 160 Тасийское месторождение с мобильной буровой установки , в соответствии с
планом работ на испытание объектов, заявкой и требованиями заказчика, проектной документацией, с предоставлением отчетной документации в
соответствии с требованиями заказчика. включая:
- консервационные или ликвидационные работы
- предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика.
-. Наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов.
-. Обеспечение ГСМ собственными силами на время бездорожья
- Доставка ГСМ до объекта собственными силами
- Заказчик предоставляет фонтанную арматуру
- Подрядчик для испытания предоставляет насосно-компрессорные трубы, газосепаратор
2. Программа работ корректируется по каждому объекту индивидуально, в зависимости от характера насыщения объекта и в соответствии с
получаемой геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине.
3. Скважина бездорожная, требуется завоз оборудования и материалов в зимний период
4. Подробную информацию о условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Ухта бурение» ООО
«Газпром бурение».
Контактные телефоны: 7 (8216) 78-94-07, 89129450509 – Холопов Анатолий Дмитриевич –начальник ГО ф «Ухта бурение».
Сумма договора: Сумма договора включает все расходы на уплату пошлин, налогов, сборов, командировочных расходов, расходов на проживание
и других обязательных платежей. В стоимость договора должны быть включены стоимость всех услуг (работ), а также затрат по
мобилизации/демобилизации и монтажу/демонтажу и подготовке оборудования.
Условия оплаты: Расчеты за оказание услуги производятся путем перечисления Заказчиком денежных средств на расчетный счет Исполнителя не
позднее 60 дней после подписания акта приемки оказанных услуг Сторонами по данной скважине. Оплата производится по счету-фактуре и акта оказанных
услуг формы КС-2, КС-3.
Требования к Участникам:
1. Наличие у исполнителя оборудования для производства работ .
2. Исполнитель должен иметь в наличии все сертификаты, разрешения, лицензии и другие разрешительные документы по данный вид деятельности.
3. Наличие необходимой разрешительной документации на эксплуатацию применяемого оборудования.
4. Претендент должен иметь опыт выполнения аналогичных работ.
5. Обязательно наличие собственного или арендованного автотранспорта для оперативной работы по доставке необходимого оборудования
материалов, технической и питьевой воды, персонала, отобранных проб, документации.
6. Исполнителем по окончании испытания должен быть составлен геологический отчет об испытании скважины и представлен Заказчику.
7. Претендент должен являться платежеспособным, не находится в процессе ликвидации, не иметь задолженности перед федеральным бюджетом.
8. На имущество претендента не должен быть наложен арест, его хозяйственная деятельность не должна быть приостановлена.
9. В процессе испытания скважины исполнитель несет ответственность за обеспечение промышленной, пожарной и экологической безопасности.
Количество объектов для испытания (исследования) может быть изменено (уменьшено, увеличено) Заказчиком в соответствии с получаемой
геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине или по требованию организации-недропользователя.
Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком.
Примечания.
1. Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глино кислотные обработки, соляно кислотные обработки) при принятии Недропользователем
решения по их проведению, обязательны к выполнению Подрядчиком..
I. Конструкция скважины:
Наименование обсадных колонн
Направление
Кондуктор
Первая промежуточная
Вторая промежуточная
Потайная
Эксплуатационная
Конструкция скважины
Диаметр, мм/глубина спуска, м
Высота подъема цементного раствора, м
530/100
до устья
426/600
до устья
324/1500
до устья
245/3080
до устья
194/2580-3360
2580-3360
140/3900
до устья
II. Характеристики испытываемых пластов:
Пласт
ПК1
ПК3
ПК7
ХМ0
ХМ1
ХМ11
ХМ2
ХМ3
ХМ4
ХМ5
ХМ6
ТП1
ТП2
ТП3
ТП4
ТП6
ТП70
ТП71
ТП8
ТП10
ТП101
ТП102
ТП120
ТП13
ТП140
ТП14
ТП16
Интервал
залегания,
м
1033,5-1099,5
1238,2-1269,7
1462,2-1476,2
1649,8-1657,5
1661,2-1668,0
1672,4-1690,8
1711,5-1738,9
1743,2-1766,7
1787,7-1793,0
1797,4-1805,6
1833,3-1845,7
1889,0-1920,2
1944,9-1945,8
1969,3-1976,4
1989,3-2019,8
2086,6-2114,0
2122,9-2127,5
2169,7-2173,6
2181,3-2184,8
2210,9-2224,5
2240,6-2244,4
2255,9-2261,6
2279,1-2300,5
2323,5-2345,7
2359,3-2369,5
2391,6-2426,9
2477,8-2485,1
Рпл2,
МПа
10,64
12,75
15,05
16,98
17,10
17,22
17,62
17,94
18,40
18,50
18,92
19,63
20,20
20,47
20,48
21,68
22,06
22,54
22,67
23,00
23,28
23,43
23,68
24,15
24,52
24,85
25,74
Коэфф.
аномаль-ности2
(Ка)
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
Тпл,
С
18,0
22,0
29,0
37,0
39,0
32,0
42,0
44,0
45,0
47,0
48,0
50,0
51,0
49,0
54,0
58,0
55,0
55,0
55,0
60,0
60,0
60,0
51,0
59,0
63,0
65,0
61,3
Проницаемость (средневзвешенные
значения) по ГИС по месторождению,
мД
187,6
724,6
9179,1
87,1
117,0
10092,6
1333,7
1027,2
78
127,2
54,2
12954,6
1718,2
6377,7
3597,5
4045,1
998,6
137,7
887,2
1948,6
279,9
116,0
245,1
309,2
424,6
409,5
946,4
Характер
флюида
газ
газ
газ
газ
газ
газ
газ
газ
газ
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
ТП17
ТП18
ТП19
ТП220
БЯ8
БЯ10
БЯ11
БЯ12
Ач3
Ю2-4
Ю6-7
2514,4-2523,1
2539,9-2558,8
2575,8-2592,2
2643,2-2683,0
2704,6-2727,1
2729,7-2734,9
2750,1-2782,5
2802,7-2816,4
3200,3-3234,4
3506,2-3595,2
3715,0-3825,0
26,13
26,39
26,77
27,47
28,11
28,37
28,58
29,12
41,73
54,00
62,68
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,06
1,33
1,57
1,72
62,0
69,0
71,5
73,0
74,0
76,0
76,0
77,5
85,3
96,2
103,4
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
газоконденсат
2109,2
549,5
33,4
162,8
514,0
207,0
53,1
115,2
-
Примечания
1 Данные таблицы уточняются геологической службой заказчика.
2 Ка – коэффициент аномальности пластового давления уточняется в процессе бурения по данным ГИС.
III.Технология испытания скважины:
1.Подготовительные и монтажные работы:
Наименование работ
Единицы
измерения
2
Количество
СНиР-49
3
4
комплект
1
31.5/450
2 Выкидная линия для освоения (факельная)
10п.м.
20
31.6/452
3 Опорные стойки под линию освоения
штук
40
31.7/453
10 п. м.
7
31.6/452
штук
14
31.7/453
1
1 Монтаж ОП4-230/80х70/(ОП4-180/80х70 ХЛ)
4 Нагнетательная линия
5 Опорные стойки под нагнетательную линию
6 Сепаратор ГС 1-64-600-09-Г2С
комплект
1
34.34/496
7 Замерная емкость (V=25 м3)
штук
1
32.5/457
8 Емкость для сбора газоконденсата (V=50 м3)
штук
2
32.5/457
9 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
10м
10
31.6/452
10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
10м
3.0
31.6/452
11 Опорные стойки под выкидные линии
штук
20
31.7/453
12 Монтаж сепаратора СБР-2 для бурового раствора
штук
1
34.34/496 к-0.7
13 Монтаж емкостей под технологические растворы (Vдо50 м3)
штук
4
32.5/457
14 Обвязка емкостей
штук
4
33.5/463
cистема
4
33.6/464
15 Система обогрева емкостей
Оборудование для испытания:
Интервал
испытания, м
2.
Тип
Устьевое оборудование
Забойное
оборудование
от
(верх)
до
(низ)
установки
Тип (шифр) фонтанной
арматуры
Тип превентора
1
3795
2
3825
3
БУ (F-320)
4
3505
3520
А-60/80
-//-
3200
3215
А-60/80
-//-
2800
2750
2815
2765
А-60/80
А-60/80
-//-
2730
2735
А-60/80
-//-
2640
2655
А-60/80
-//-
2540
2555
А-60/80
-//-
2515
2525
А-60/80
-//-
2255
2265
А-60/80
-//-
2240
2245
А-60/80
-//-
2210
2220
А-60/80
-//-
2180
2185
А-60/80
-//-
2120
2130
А-60/80
-//-
1990
2005
А-60/80
5
ОП4-230/80х70
ХЛ
АФ6-80 / 65 х 70 К1 ХЛ -//- (ОП4-180/80х70 ХЛ)
-//-
Оборудование при газодинамических
исследованиях
Тип Интервал, м
6
7
нет
8
ДИКТ, глубинные манометры, термометры,
глубинные
пробоотборники,
сепаратор,
каротажный комплекс; емкости для замера
(V = 25 м3) - 1 шт.; для сбора газоконденсата,
нефти (V = 50 м3) - 2 шт., образцовые
манометры, лубрикатор
3.Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб):
Интервал
Тип
труб, Тип Код
Нагрузки,
Длина диаметр,
установки
резь- ресурс
при
а
НКТ, м
бовых
которых
группа
интервала, м прочности,
соенапряжение 1 погонный
динев
трубах
толщина
метр
ний
достигает
стенки, мм
предела
текучести,
кН
1
3845-0
2
3845
3
НКТ 73 х
5,5М
4
-
5
-
6
716
7
0,0948
Вес, кН
Коэффициент запаса прочности
секции нарастающий
с коэффици- на растя- на избыточное давление
ентом 1,036
жение
8
364,5
9
377,62
10
1,8
наружное
внутреннее
11
>1,15
12
>1,32
Примечания
Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник.
Типоразмер и группа прочности насосно-компрессорных труб приняты, исходя из обеспечения необходимого давления на устье в НКТ при
проведении гидроразрыва.
Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест». Допускается
применение труб в хладостойком исполнении с резьбой ТМК FMT по ТУ 14-161-195-2001 Синарского трубного завода.
4.Вскрытие объектов при испытании (освоении):
Интервал
Номер
Длина
Интервал
испытания,
объекта
вскрываемого установки фильтра,
м
от
(верх)
1
3795
испытания
до
(низ)
2
3825
3505
3520
3200
3215
2800
2815
2750
2765
2730
2735
2640
2655
2540
2555
2515
2525
2255
2265
2240
2245
2210
2220
2180
2185
2120
2130
1990
2005
Примечания
интервала,
Т и п (шифр)
перфоратора
м
за один
спуск
м
м
3
1
4
30
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
15
15
15
15
5
15
15
10
10
5
10
5
10
15
5
не устанавливается
-//-
Интервал
перфорации
Плотность
перфораци
и
отв/м
Перфорационная
среда при вскры
тии пласта
6
ПКО-89С
7
5
8
до 20
9
СГС-18 (p=1800)
Роwer Jet Omega
3506)
-//-
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
-//-
СГС-18 (p=1650)
СГС-18 (p=1380)
СГС-18 (p=1120)
-//-
1 Интервалы испытания уточняются по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК
2 В интервалах обсаженных 2-3 колоннами рекомендуется применение перфораторов типа Ро,№ег Jet Omega 3506 с глубиной
пробития 1123 мм, Pоwer Jet Omega 3406 с глубиной пробития 980 мм, либо аналогов. На применение перфораторов импортного
производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.
3 Допускается по согласованию с Заказчиком проведение вторичного вскрытия на депрессии на НКТ.
4 Перфорационная среда уточняется геологической службой Заказчика.
5 Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением
Акта готовности к перфорации и получением
разрешения представителя противофонтанной службы.
5.Методы испытания (освоения) объектов:
Интервал
Вызов притока
испытания, м
от
до
(верх) (низ)
метод
Газодинамические исследования
депрессия
на пласт,
тип
ожидаемый
флюида
дебит,
МПа
1
2
3
3795
3825 Снижение плотности СГС-18, плавное снижение
3505
3520
противодавления на пласт.
3200
3215
Понижение уровня (при необходимости).
2800
2815
2750
2765
2730
2735
2640
2655
2540
2555
2515
2525
2255
2265
2240
2245
2210
2220
2180
2185
2120
2130
1990
2005
Примечания
4
до 30 % от Р пл
-//-
тыс. м / сут
3
5
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
6
проницаемость,
2
количество
режимов
мкм , подвиж
ность мкм2/мПа-с исследований
7
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
0,1-0,3
менее 0,1
0,1-0,3
0,1-0,3
выше 0,5
выше 0,5
0,1-0,3
0,1-0,3
выше 0,5
выше 0,5
выше 0,5
выше 0,5
8
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
1 Интервалы испытания и количество режимов уточняются по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытателем в открытом стволе и согласовываются с заказчиком.
2 Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.9.7,
2.9.8
«Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности
3 Перед вызовом притока производится очистка призабойной зоны методом обратных промывок, методом МПД с технологическими
выстойками
6.Работы по интенсификации притока из пласта:
Интервал испытания ,
Наименование работ (операций)
м
от (верх)
до (низ)
1
2
3
3795
3825
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО), ПГД-БК
3505
3520
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)
3200
3215
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО), ПГД-БК
2800
2815
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)
2750
2765
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)
2730
2735
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)
2640
2655
МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)
2540
2555
МПД, технологические выстойки
2515
2525
МПД, технологические выстойки
2255
2265
МПД, технологические выстойки
2240
2245
МПД, технологические выстойки
2210
2220
МПД, технологические выстойки
2180
2185
МПД, технологические выстойки,
2120
2130
МПД, технологические выстойки
1990
2005
МПД, технологические выстойки
Примечания
Количество операций
по каждому объекту
4
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1 Необходимость в проведении работ по интенсификации притока из пласта определяет геологическая служба заказчика с уче
том фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований.
Работы проводятся по спе-
циально составленному плану и утвержденному в установленном порядке.
2 В случае проведения ГРП работы проводятся специализированной сервисной организацией, затраты в смете определяются по
предъявленной калькуляции. Работы проводятся после получения разрешения представителя противофонтанной службы. Перед
гидроразрывом следует произвести дополнительную перфорацию на кабеле перфоратором 7/8 38С-СР HSD, обеспечивающим
увеличенный диаметр входного отверстия. Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта должна соответст
вовать СТО Газпром «Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных объектов месторождений севера Западной
Сибири», утвержденному 10.04.2007 г.
Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины:
Номер
объекта
испытания
1
Интервал
Объем цементного Тип и название
установки моста, м раствора на уста- тампонажного
от
до (низ) новку цементного
материала
(верх)
моста, м3
2
3
4
5
Расход на одну операцию,
тонн
тампонажного
воды
материала
Суммарное количество на все
операции, тонн
тампонажного
воды
материала
6
7
8
9
1
3150
3210
1.22
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.61
0.72
2
3030
3085
1.15
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.52
0.68
3
2945
2980
0.94
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.24
0.56
4
2910
2945
0.94
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.24
0.56
5
2705
2755
1.57
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
2.07
0.93
6
2660
2710
1.56
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
2.06
0.93
7
2570
2620
1.54
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
2.03
0.91
8
2370
2420
1.50
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.98
0.89
9
1720
1760
1.16
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.53
0.69
10
1700
1720
0.76
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.00
0.45
11
1665
1705
1.15
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.52
0.68
12
1630
1665
1.04
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
1.37
0.62
13
1610
1630
0.74
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
0.98
0.44
14*
1580
1615
1.03
ПЦТ I-G-CC-1
1.32
0.45
Итого:
1.36
21.51
0.61
9.67
Примечания
1 - * не учитывать, если консервация скважины предусмотрена с установкой цементного моста.
2 Для 3,4, 9-14 объектов допускается применение ВП.
Потребное количество материалов для испытания пластов и интенсификации притока:
Шифр или название
1
Код ре- Нормативные документы на Объем на Норма
объект, м3 расхода, кг/м3
сурса
изготовление
2
3
4
5
Потребное количество, тонн
на первый суммарное на
объект последующие
объекты
6
7
суммарное
на скважину
8
Запас реагентов*:
СГС-18 p=1800 кг/м3
При перфорации и вызове притока
с учетом объема для создания цир
куляции:
- СГС-18 p=1800 кг/м3
(первый объект)
- СГС-18 ** на последующие с уче
том потерь (20 %)**
Для предотвращения
гидратообразований:
- закачка метанола
При проведении ГРП***:
- жидкость гидроразрыва
на объект
а) диз/топливо (р=800 кг/м3)
б) водный раствор KCl
(р=1170 кг/м3)
в) эмультал (ПАВ)
г) ГКЖ
- расклинивающий материал проппант
ТУ 2458-002-84422077-2008
88,4
1300
-
ТУ 2458-002-84422077-2008
48
1300
62,4
ТУ 2458-002-84422077-2008
ГОСТ 2222-95
14х9,6
44,2
1050 (600,
180)
796
-
114,92
141,1 (80,6;
24,2)
203,5
(143;
86,6)
-
35,2
-
33,90
39,50
33,90
39,50
-
3,39
2,26
20,40
3,39
2,26
20,40
-
35,2
113,00
300-600 л/мз
350-650 л/м3
34,00
30 л/мз
20 л/мз
600 кг/мз
1
2
3
Окончание таблицы 2.8.8
4
При проведении ГКО:
а)'HCT'23 % ......................................
б)'HF40 % ........................................
в) ПАВ (неонол, ОП-10)
15
7,5
ТУ 2122-131-05807960-97
ГОСТ 2567-89
ГОСТ 8433-81, ТУ
38.103625-87
5
6
7
8
7,5 м3
1,05 м3
0,15 м3
20 м3
2,8 м3
0,4 м3
27,5 м3
3,85 м3
0,55 м3
-
0,5м3
0,14м3
1%
Примечания
1 * - Объем раствора, материалов и химреагентов на приготовление раствора приняты с учетом запаса в количестве 2-х объемов скважины,
согласно ПБ 08-624-03 [3].
2 ** Раствор СГС-18 для перфорации, вызова притока и глушения скважины для первого объекта плотностью 1,80 г/см3; для второго объекта
плотностью 1,65 г/см3; для третьего объекта плотность 1,38 г/см3; для остальных - плотностью 1,12 г/см3 .
3*** - Расход материалов приведен справочно, затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.
11.Работа специальной техники:
Интервал
объекта,
м
от
до
(верх) (низ)
1
1 - 15
2
Наименование работы
3
1 Работа агрегатов:
а) при опрессовке
- ПВО перед перфорацией
- выкидных линий ПВО
- ФА перед вызовом притока
- факельной линии
- сепаратора
- лубрикатора
Наименование или
шифр
Количество,
штук
агрегата
на первый
объект
4
5
на последующие
объекты
6
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
АН-700
1
1 х 14
Единица
измере
ния
7
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
агр/опер.
Количество
Шифр и номер
позиции норматива
на
первый
объект
на последующие
объекты
8
9
10
2
2
1
2
1
1
2 х 14
2 х 14
1 х 14
2 х 14
1 х 14
1 х 14
2757
2757
2757
2757
2757
2757
- цементных мостов
б) при проведении испытания:
в) при интенсификации притока
- ГРП / работы после интен
сификации
1
1
1-7
1 - 15
1
1-7
2
3
- ГКО / работы после интенсификации
2 Дежурство агрегатов:
- при проведении испытания
- при интенсификации
притока:
- при ГРП / работы после интен
сификации
- при ГКО/ работы после интенсификации
1 - 15
3 Эксплуатация БУ
1 - 15
4 Пробег агрегатов для испыта-
АН-700
АН-700
ЦА-320
трактор Т-130
бульдозер Т-130Б
СМН-20
осреднительная ем
кость
АН-1000
АН-700
ЦА-320
Смеситель АПС-3
СКЦ-2М
4
АНЦ-32/50
СИН-2
АН-1000
1
1
1
1
1
1 х 14
1 х 14
1 х 14
1 х 14
1 х 14
агр/опер.
час
час
час
час
час
1
1х14
агр/опер.
1
1 х 14
1
2
1
1
1
-
час
час
час
час
час
112,8/ 273,6/112,8/62,4
11 / 112,8 / 8
134,4/134,4/67,2/-
-
Расчет стоимости
-
Расчет стоимости
-
-
1
828
828
448,8
4,0
4,0
1 х 14
8452,8
8452,8
4591,68
4,0 х 14
4,0 х 14
2757
2751
2750
4433
4434
2752
2748
5
2
2
1
6
2х6
2х6
1x6
7
час
час
час
АН-1000
АН-700
ЦА-320М
ППУ-3М
АН-1000
АН-700
ЦА-320
ППУ-3М
ППУ-3М
1
1
1
1
1
1 х14
1 х14
1 х14
1х 4
1x6
час
час
час
час
час
час
час
час
час
БУ
1
-
час
897,6
А60/80
АН-1000
1
1 х14
-
час
км
406
1
1
1
-
897,6
69,6
69,6
24,0
- / 273,6
- / 273,6
- / 211,2
465,6
24,0
Расчет стоимости
Расчет стоимости
-
Расчет стоимости
9
700,8/700,8/350,4/-
10
9183,36
730,56
730,56
24 х14
-
2751
2751
2750
2802
2751
2750
2750
-
24x6
9183,36
-
2806
ния скважины
1
1-7
- ГРП*
- ГКО
АН-700
ЦА-320
СМН-20
Осред. емкость
ППУ-3М
АН-700
АН-1000
СКЦ-2М
(СКУПЦ)
Смесит. АПС-3
Пропантовоз
АНЦ-32/50
СИН-2
АН-1000
1
1
1
1
1
1
1
1
1 х14
-
-
км
км
км
км
км
км
км
406
406
406
406
406
406
406
406х14
406х14
406х14
2806
2806
2806
2806
2806
-
Расчет стоимости
Расчет стоимости
1
1
1
-
2
2
1
км
км
км
км
км
км
406
406
406
406
406
406
406х6
406х6
406х6
Расчет стоимости
Расчет стоимости
Примечание
1* Работа техники при проведении ГРП приведена справочно. Затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.
2. 1ШУ-3М применяется только в случае проведения испытания с передвижной установки после расконсервации скважины или после при
остановки работ (по экономическим причинам, отсутствие подъездных дорог и т.д.).
Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе:
Наименование работ Источ
ник
нормы
1
2
1 Установка для испытания
2 Интервал залегания
объекта
Объекты
8 об
9 об
1 об
2 об
3 об
4 об
5 об
6 об
7 об
3
F-320
4
5
6
7
8
9
37953825
35053520
32003215
28002815
27502765
27302735
26402655
25402555
Юб-7
Ю2-4
Ач3
БЯ12
БЯП
БЯ10
ТП22
0
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
менее
0,1
менее
0,1
мене
е 0,1
0,10,3
менее
0,1
подготовительные табл. 22
2,5
работы
шаблонирование табл.22
1,1
колонны
- испытание по ком- табл.12, 26,9
11, 9
плексной норме
-дополнительные
табл.В
0,18х
спуски перфоратора
5
дополнительное
время при вызове
притока:
2,9
-
-
1,4
1,2
27,4
0,18х
2
3 Индекс пласта
4 Характер насыщения пласта
5 Проницаемость
пласта, мкм2
6 Время на испытание:
[79]
10 об
11об
12об
13об
14об
15об
12
13
14
15
16
17
25152525
22552265
22402245
22102220
21802185
21202130
19902005
ТП18
ТП17
ТПю
ТПю
1
ТП10
ТП8
ТП7
0
ТП4
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
г/к
0,10,3
0,10,3
выше
0,5
выше
0,5
0,10,3
0,10,3
выше
0,5
выше
0,5
выше
0,5
выше
0,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
26,5
21,7
25,3
21,7
21,7
18,2
18,2
20,9
20,9
17,3
17,3
17,3
17,3
0,15х
2
0,12х
2
0,12х
2
-
0,12х
2
0,12х
2
0,12х
1
0,1х1
0,1х1
0,1х1
0,1х1
0,1х1
0,1х2
10
11
А-60/80
2
1
2
3
4
- при смене растворов
0,8
0,8
- проведение МПД,
5,2
5,2
технологические выстойки (двое суток)
Итого по
37,4
38,06
п.6:
Всего по п.6:
7
Интенсификация
притока
7.1 ГРП
табл. 24
- доп. перфорация пе- табл. 24 3,3 4,7
ред ГРП
- гидроразрыв пласта табл. 23 11,4
(ГРП)
- работы после интенсификации притока
Итого по
п.7.1:
7.2 ГКО
табл. 23,
2,8 11,4
-кислотная обработка 24
- работы после интенсификации притока
5
0,8
4,8
6
0,8
4,4
33,6
28,14
Итого по
п..7.3:
Всего по п. 6 и
7
31,74
27,9
28,14
24,64
420,04
19,4
2,8
2,6
2,3
2,3
2,3
2,3
11,4
11,0
9,0
10,8
9,0
9,0
Итого по
п..7.2:
табл. 23,
7.3
5,3 11,4
24
- ПГД.БК
- работы после интенсификации притока
Окончание таблицы 2.8.12
7
8
9
10
0,8
0,8
0,8
0,8
4,4
4,4
4,4
4,4
89,0
4,8
11,0
32,5
560,94
11
0,8
4,4
12
0,8
4,0
13
0,8
4,0
14
0,8
4,0
15
0,8
4,0
16
0,8
4,0
17
0,8
4,0
24,52
26,7
26,7
23,1
23,1
23,1
23,2
Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрывшей ачимовские и юрские отложения, производится в соответствии
с РД 51-00158758-206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения», РД 00158758216-2001 «Технологический регламент по
испытанию (освоению) скважин на юрские отложения севера Тюменской области» и «Технологическим регламентом на испытание скважин в колонне»
утвержденным в 2011 г. членом Правления ОАО «Газпром» В.В. Черепановым. Газогидродинамические и газоконденсатные исследования проводятся в
соответствии с СТП-39-2.1-002-2001 «Стандарт предприятия Ф «Тюменбургаз». Исследование газовых, га- зоконденсатных (с АВПД) и нефтяных скважин».
Перед началом работ по освоению производится спуск шаблона, скребка до искусственного забоя. Спуск производить с промывками через 500 м в
течение одного цикла, на забое промывку производить в течение 4 - 5-ти циклов.
Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на техническую воду, промыть скважину в течение двух циклов с противодавлением.
При необходимости замену бурового раствора производить ступенчато: в начале закачать облегченный глинистый раствор плотностью 1400 кг/м3,
далее облегченный глинистый раствор плотностью 1200 кг/м3, затем - разделительный буфер (раствор технической воды с КМЦ) в объеме равном объему
спущенных в скважину труб; с промывкой на каждой ступени в течение двух циклов.
Опрессовать эксплуатационную колонну совместно с ПВО на давление, превышающее не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при
ликвидации ГНВП и открытых фонтанов. Произвести замену технической воды на СГС-18 плотностью соответствующей плотности раствора при первичном
вскрытии.
Поднять НКТ, произвести подготовку скважины, территории, составление акта готовности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с
получением разрешения представителя противофонтанной службы.
Произвести перфорацию скважины перфораторами типа ПКО-89С с контролем перфорации ГК и ЛМ. В интервалах обсаженных 2-3 колоннами
рекомендуется применение перфораторов типа Ро,№ег Jet Omega 3506 с глубиной пробития 1123 мм, Ро,№ег Jet Omega 3406 с глубиной пробития 980 мм,
либо аналогов. На применение перфораторов импортного производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.
После проведения вторичного вскрытия следует произвести спуск колонны НКТ, оборудованной геофизической воронкой до кровли пласта. Спуск
производить с замером, шаблонировкой и промежуточными промывками.
После спуска колонны НКТ и оборудования устья скважины следует опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными
линиями в присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по вызову притока.
Для создания депрессии на пласт произвести снижение плотности технологического раствора СГС-18 для создания депрессии на пласт до 30 % от
Рпл. Произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором СГС-18 с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Время
промывки на каждом режиме - до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Снижение противодавления производить ступенчато в интервале забойных давлений Рзаб = Рпл + 0,7Рпл. Не допускать снижения забойного давления более 0,5Рпл.
Повторно произвести промывки с противодавлением обратным ходом.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье исходя из условия: Р заб » Рпл.
Произвести воздействие на ПЗП методом переменных давлений в течение 20 циклов, вымыть забойную пачку с противодавлением, промыть
скважину с противодавлением в течение двух циклов.
При наличии в потоке механических примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье, исходя из условия: Рзаб » Рпл.
Произвести плавный запуск скважины, стравливая газ на факел.
При недостаточной депрессии на пласт понизить уровень технологического раствора в скважине с созданием расчетной депрессии до 30 % от Рпл.
При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразо- вания (например, метанол) или горячий конденсат.
Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл>Рзаб>0,7 Рпл.
При испытании высокодебитных объектов при невозможности проведения промывок с противодавлением по замкнутому циклу, необходимо
проводить отработку скважины по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб ^ 0,7 Рпл с подкачкой горячего технологического раствора в
затрубное пространство с целью выноса механических примесей.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы произвести газогидродинамические исследования по утвержденному
плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата.
Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования.
Результаты вызова притока и исследований оформить актом.
При отсутствии ожидаемого притока произвести работы по его интенсификации.
2.8.3 Интенсификация притока методом глинокислотной обработки пласта.
Интенсификация притока методом глинокислотной обработки проводится согласно РД 00158758-220-2001 «Технологический регламент по
кислотной обработке для интенсификации притока малопродуктивных пластов Ямбургского и Уренгойского ГКМ»
Перед проведением ОПЗ следует произвести ГДИ по определению дебита скважины на 3-4 режимах и определить и приемистость пласта.
Для проведения воздействия на ПЗП скважин, вышедших из бурения, применяется следующий глинокислотный состав (ГКО):
10-12 % HCL + 3-6 % HF + 1 % НПАВ (неонол, ОП-10).
При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивается расчетное количество глинокислотного раствора и доводится до интервала перфорации
продавочной жидкостью, затем закрывают затрубную задвижку и закачивают раствор в пласт.
По завершению продавки скважина должна оставаться на реагирование в течение 1 2 часов с последующим освоением.
2.8.4 Интенсификация притока ПГД.БК
2.8.4.1 Для реализации технологии газодинамического разрыва пласта следует использовать пороховые генераторы давления типа ПГД.БК-150,
(ПГД.БК-100М ) и др.
Генераторы предназначены для газодинамического разрыва продуктивного пласта в добывающих, нагнетательных и разведочных скважинах.
Объектами обработок являются низко - и среднепроницаемые породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых были снижены в процессе бурения,
заканчивания и эксплуатации скважин. Применение генераторов эффективно для воздействия как на терригенные, так и на карбонатные коллектора.
Заряд генератора ПГД.БК-150 смонтирован на опорной трубе из алюминиевого сплава, по всей поверхности покрыт гидроизоляционным составом, а
по наружной боковой поверхности - дополнительным покрытием, предохраняющим заряд от трения и ударов о колонну и обеспечивающим прогрессивное
горение с поверхности канала. Резьбы и проточки на концах опорной трубы позволяют соединять между собой необходимое число пороховых зарядов с
помощью штуцеров. Внутри опорных труб размещают пусковые пиротехнические воспламенители ППВ.ПГД.БК-150, представляющие собой прессованную
цилиндрическую шашку из пиротехнического состава. Опорные трубы загерметизированы в нижней части заглушкой, в верхней - алюминиевой кабельной
головкой однократного использования. В головке размещен пиропатрон.
В генераторе ПГД.БК-100М продукты горения воспламенительного заряда поджигают основные заряды. Заряды генератора ПГД.БК-100М
поставляют комплектом, состоящим из одного воспламенительного заряда и пяти основных зарядов. Боковая поверхность пороховых зарядов ПГД.БК-100М
имеет защитное покрытие. В канале воспламенительного заряда размещают опорную трубу с пиротехническими воспламенителями, загерметизированную в
верхней части кабельной головкой, в нижней - заглушкой. Основные заряды, размещенные над воспламенительным, надеты на каротажный кабель, нижние на специальный трос. На шесть зарядов ПГД.БК-100М необходимо две шашки воспламенителя ППВ.ПГД.БК-150 и один пиропатрон ПП-9.
Для сборки генератора типа ПГД.БК- 100М в опорную трубу вкладывают две шашки воспламенителя, с одной стороны ввинчивают кабельную
головку, с другой - заглушку. К заглушке прикрепляют трос, а на кабель надевают верхние основные заряды и прикрепляют к нему верхний наконечник.
После этого собирают кабельную головку, потом со стороны троса на опорную трубу надевают воспламенительный заряд и вплотную к нему три основных
заряда. Затем гайкой закрепляют наконечник. Верхние основные заряды, надетые на кабель, вплотную придвигают к воспламенительному заряду и
закрепляют бандажом верхний наконечник.
При подаче по кабелю электрического импульса срабатывает пиропатрон, который поджигает пусковые воспламенители ППВ.ПГД.БК-150,
расположенные в каналах всех опорных труб. Образующиеся продукты сгорания пусковых воспламенителей прожигают стенки труб и воспламеняют
пороховые заряды. На расстоянии 10 м от верхнего торца генератора к кабелю прикрепляют крешерный прибор.
Для сборки генератора давления типа ПГД.БК-150 в каждую опорную трубу вкладывают две шашки воспламенителя ППВ.ПГД.БК-150, трубы с
зарядами соединяют между собой штуцерами. На один заряд ПГД.БК-150-две шашки воспламенителя ППВ.ПГД.БК-150 и на 10 зарядов ПГД.БК-150 -один
пиропатрон ППТ-230. В опорную трубу нижнего заряда ввинчивают заглушку с опорной шайбой и закрепляют наконечник. В опорную трубу верхнего заряда
ввинчивают кабельную головку с опорной шайбой. В корпус кабельной головки вкладывают пружину, пиропатрон, электроввод, после чего на кабельную
головку надевают гайку и соединяют втулку с кабелем. Центральную жилу кабеля пропускают через уплотнение, закрепляют на конце жилы контакт,
уплотнение вставляют в наконечник и соединяют его с втулкой с помощью накидной гайки.
2.8.4.2 Генераторы собирают между собой в гирлянду из пороховых зарядов. Спуск производится на геофизическом кабеле.
Длина гирлянды составляет от 2,5 до 6,8 м, масса зарядов от 28 до 75 кг. Следует применять в скважинах диаметром не менее 118 мм при температуре
до 100 °С.
Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в
газожидкостной среде.
При проведении технологического процесса устье скважины должно быть оборудовано перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой,
лубрикатором.
Далее скважину шаблонируют, производят замер длины кабеля, привязку по каротажу.
Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.
Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. После спуска генератора
на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по
звуковому эффекту.
При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых зарядов.
При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на
отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.
Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около
кабельной головки.
2.8.5 Проведение работ по гидроразрыву пласта
Перед гидроразрывом произвести дополнительную перфорацию на кабеле перфоратором, обеспечивающим увеличенный диаметр входного
отверстия, например перфоратором фирмы «Шлюмберже» 2 7/8 38С-СР HSD, пробивающим входное отверстие диаметром 15,8 мм в обсадной колонне.
Работы по гидроразрыву производить после получения разрешения представителя противо- фонтанной службы согласно составленному плану работ.
Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта приведена в соответствии с «Технологическим регламентом по технологии
гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида», утвержденным в 2000 г.
Требования к выбору объекта для гидравлического разрыва пласта.
Гидроразрыв пласта производится при отсутствии высокодебитного притока из пласта. При проектировании интенсификации притока пласта
необходимо, чтобы не менее 50 % интервала разобщения между интервалом перфорации и ближайшим проницаемым пластом имело хорошее сцепление
(данные акустического цементомера) и полное заполнение зако- лонного пространства цементным раствором (данные радиоактивного цементомера).
Эффективная толщина объекта испытания должна быть не менее 10 м, а коэффициент песчанности не менее 30 %. Расстояние от объекта испытания
до проницаемого (не перфорированного) пласта должна быть не менее 10 м. Толщина глинистого раздела ниже и выше объекта испытания должна быть не
менее 8 м.
В скважине, перед проведением ГРП необходима очистка ПЗП.
Выбор наземного и подземного оборудования.
а) Устьевое оборудование
При проведении ГРП, в соответствии с ожидаемым давлением в процессе его проведения устье скважины оборудуются специальной устьевой
арматурой 1АУ-700 (1АУ-1050) или 2АУ-700 (2АУ-1050).
До установки на устье арматура должна быть опрессована согласно п. 3.5.2.3 ПБ 08624-03. Арматура устья должна позволять производить спуск и
подъем труб с муфтами без нарушения герметичности устья скважины.
На трубной головке арматуры устья должен быть установлен манометр с разделителем с соответствующим пределом измерений и размером
циферблата для визуального наблюдения.
Арматура устья АУ-700 рассчитана на давление 70 МПа; трубная головка на давление 32 МПа; на устьевой и трубной головках по 2 линии
диаметром 50 мм.
б) Наземное оборудование
Основным оборудованием для проведения ГРП являются насосные агрегаты, рабочая характеристика и количество которых выбираются из основных
параметров ГРП (производительность закачивания, давление, количество проппанта, жидкости и т. п.).
Для приготовления жидкости разрыва и смешивания ее с проппантом применяются смесительные установки отечественные (АСП-3) или импортные
(МС-60).
Насосные агрегаты соединяются с блоком манифольдов (БМ-700) и с арматурой устья при помощи 50 мм гибких металлических трубопроводов,
после монтажа последние опрессовываются на полуторократное рабочее давление.
Для транспортировки расклинивающего материала применяются отечественные агрегаты 4ПА и ЦПС-50 или импортные РС-200. Для контроля и
регистрации параметров процесса ГРП применяются станция контроля и управления процессом (СКЦ-2М).
в) Подземное оборудование
Для предохранения обсадной колонны от большого давления при гидроразрыве пласта выше интервала перфорации на 10 м устанавливается пакер
ПВМ-ЯГ 118х700.
Насосно-компрессорные трубы для проведения ГРП рекомендуется применять диаметром 73 или 89 мм в соответствии с рассчитанным давлением по
маркам стали и толщинам стенок.
г) Составы и параметры жидкостей гидроразрыва, технология приготовления жидкостей гидроразрыва.
Выбор жидкости разрыва.
При проведении гидроразрыва пласта с проницаемостью менее 0,05 мкм2 применяются растворы на углеводородной основе. Оптимальный расход
жидкости разрыва от 2 до 8 м3 на метр эффективной толщины пласта. В качестве углеводородной среды применяются нефть, газоконденсат или дизельное
топливо.
Состав жидкости ГРП
Таблица 2.44 - Количество химреагентов для приготовления 1 м раствора
Назначение
Расход
Дизтопливо, нефть, г/к 30-60 %
Углеводородная среда
300 - 600 л
Водный раствор NaCl, КС1
Водная фаза для приготовления
650 - 350 л
(р = 1150) 65-35 %
эмульсии
Эмультал 3 %
ПАВ для устойчивости эмульсий
30 л
ГКЖ-10 2%
Термостабилизатор, гидрофобизатор
20 л
Жидкость на углеводородной основе готовится следующим образом.
В протермостатированной углеводородной жидкости растворяется расчетное количество эмультала; отдельно готовится водный раствор солей
хлористого натрия или калия. Через диспергатор цементировочными агрегатами подается в емкость углеводородная жидкость с эмульталом и солевой
раствор; круговой циркуляцией продолжается перемешивание при давлении на агрегатах не менее 4,0 МПа; после перемешивания и получения эмульсии в
последнюю вводится реагент термостабилизатор, гидрофобизатор ГКЖ-10 (ГКЖ-11). После получения заданных параметров инвертного эмульсионного
раствора циркуляцию прекращают.
Выбор расклинивающего материала.
Для закрепления трещины после гидроразрыва применяются расклинивающий материал - искусственный проппант керамический, изготовитель Боровичский комбинат огнеупоров. Характеристика расклинивающего материала приведена в таблице 10.14.
- рекомендуемые размеры фракций расклинивающего материала для закрепления трещины 0,5 - 0,8 мм; в проектируемой трещине гидроразрыва
должно быть в удаленной части 15 % расклинивающего материала с размером фракций 0,33 - 0,42 мм; в средней части 70 % 0,69 - 0,83 мм; в части,
ближайшей к забою скважины 15 % 1,4 - 1,7 мм.
Перед применением расклинивающего материала на скважине необходимо провести входной ситовой контроль на размер фракций на соответствие
техническим условиям завода-изготовителя.
Плотность жидкости с расклинивающим материалом:
рсм = об (ррм - ржн +р жн 1
С
)
где ррм - плотность расклинивающего материала, принята 3100 кг/м3; ржн - плотность жидкости-разрыва, кг/м3;
Соб - объемная концентрация расклинивающего материала, ед.
где Свес - весовая концентрация расклинивающего материала, кг/м3.
Соб =600/600 + 3100 = 0,162
Рсм= 0,162 • (3100-1065) + 1065 = 1394 кг/м3
Объем жидкости с расклинивающим материалом:
где
0рм - вес расклинивающего материала, необходимого для прове
дения ГРП, кг;
Ужн = 20400/600 = 34 м3
Общий объем рабочей жидкости с учетом фильтрации -113 м3.
Продавочная жидкость. Определяется объем продавочной жидкости (м3):
у
пр.ж
p ■ Д 2l
_ г>в н к т
4
где
Дв - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, м;
^T - длина НКТ, м. Упр.ж.=11,7 м
L
В качестве продавочной жидкости используется хлористый натрий или конденсат.
В зону ММП закачивается конденсат.
Технология проведения работ по гидроразрыву пласта
Провести работы по глушению скважины, спуску пакера, распакеровки последнего, установки устьевого и наземного оборудования, опрессовки
оборудования.
Приготовить 3 % раствор хлористого калия или хлористого натрия - в объеме 45 м3. Закачать в скважину водный раствор хлористого калия или
хлористого натрия и провести испытания на приемистость пласта.
График подачи раствора для определения приемистости пласта
Этап
1
1
2
3
4
5
6
7
Расход,
м3/мин
2
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
Объем раствора
на каждом этапе, м3
3
1,5
3,0
4,5
6,0
7,5
9,0
13,5
Суммарный
объем раствора, м3
4
1,5
4,5
9,0
15,0
22,5
31,5
45,0
Переход на следующий расход осуществляется после стабилизации давления на устье скважины.
Остановить насосы, провести запись мгновенного снижения давления при закрытом трубном пространстве. Проконтролировать процесс снижения
давления до значения, при котором трещина закроется.
Заполнить трубы жидкостью для проведения предварительного гидроразрыва. При максимальном расходе и давлении, не превышающем давление
опрессовки оборудования, провести гидроразрыв.
При недостижении интенсивности закачки и наличии высокого давления, превышающего давление опрессовки, провести дополнительные работы по
снижению фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне (дополнительная перфорация или солянокислая обработка пласта).
Провести продавку жидкости разрыва конденсатом или раствором KCl. Объем про- давки равен объему НКТ (11,7м3). В зону ММП закачать
незамерзающую жидкость на гл. 400 м (газоконденсат).
Остановить насосы, слить жидкость из наземных линий, стравить давление из за- трубного со сливом раствора в емкость. Провести анализ
предварительного гидроразрыва для корректировки параметров основного ГРП: уточнить градиент гидроразрыва; определить давление закрытия трещин и
потерь давления на трение; оценить количество фильтрации жидкости в пласт.
Опрессовать наземные линии до арматуры на давление опрессовки колонны.
В зависимости от применяемого типа пакера создать и поддерживать в процессе ГРП требуемое давление в затрубном пространстве. На
нагнетательной линии установить предохранительный клапан.
Произвести разрыв пласта и закачку жидкости разрыва и расклинивающего материала согласно плану-графику. Закачка осуществляется с
максимальной производительностью и учетом давления опрессовки нагнетательных линий и возможности насосно- компрессорных труб.
Произвести продавку жидкости разрыва с расклинивающим материалом 3 % раствором хлористого калия или натрия и конденсатом (в зону ММП).
Объем продавки на 300 - 500 л меньше расчетного, а перед основным ГРП уточняется количество продавочной жидкости.
Остановить насосы. Провести измерение и регистрацию процесса снижения давления в НКТ. Стравить давление в наземных линиях, открыть
затрубное пространство, слить жидкость в емкость. Оставить скважину закрытой от 8 до 12 часов для формирования трещины. После формирования трещины
открыть трубное пространство, отбить забой, произвести работы по извлечению пакера.
Глушение скважины осуществлять жидкостями, не ухудшающими проницаемость призабойной зоны. Для контроля расположения созданной
трещины проводится контрольный замер термометром перед ГРП и основной замер - после ГРП.
На скважине при проведении гидроразрыва пласта контролируются следующие параметры раствора:
- плотность, кг/м3;
- статистическое напряжение сдвига через 1 мин. и 10 мин., дПа;
- фильтрация в нормальных условиях, см3/30 мин;
- водородный показатель (рН);
- температура, °С;
- электростабильность, В (для углеводородных жидкостей);
- растекаемость, см.
Исследование скважины.
После полной очистки скважины и выходе ее на устойчивый режим работы произвести ГДИ по утвержденному плану. Для лабораторных анализов
отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.
Во время проведения ГДИ и ГКИ при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Результаты вызова притока, ГДИ и ГКИ оформить актом.13 Ликвидация (консервация) скважины
Приостановка работ на скважине на срок до 6 месяцев
В случаях ожидания испытания скважины, законченной бурением, а также в других случаях, предусмотренных «Инструкцией о порядке
ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД 08-492-02» [90], скважина может находиться без консервации на срок до 6
месяцев, при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок
приостановки.
Объем работ и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки
оформляются соответствующим планом:
- на заканчиваемых бурением скважинах – планом заключительных работ;
- в других случаях – планом на приостановку работ на объекте.
План работ утверждается техническим руководством предприятия, осуществляющего производство работ на объекте, согласовывается с
территориальным органом Ростехнадзора по ЯНАО и предприятием-недропользователем (Заказчиком) и ПФС.
Консервация скважины по окончании строительства
Консервация скважин производится при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и
окружающей среды на весь срок приостановки в соответствии с требованиями РД 08-492-02 [90]:
- составляется акт о консервации за подписью представителей бурового и добывающего предприятия, акт утверждается главным геологом
предприятия, на балансе которого находится скважина;
- задвижки на фонтанной арматуре должны быть закрыты, штурвалы задвижек арматуры сняты, на арматуре устанавливаются заглушки;
- на консервируемой скважине должен производиться контроль за техническим состоянием (контроль давлений в трубном, затрубном и
межколонном пространствах, уровень загазованности на устье скважины, фиксируется наличие грифонов). Периодичность проверок устанавливается
пользователем недр по согласованию с Ростехнадзором ЯНАО (но не реже двух раз в год для скважин, законсервированных после окончания
строительства).
Ответственность за состояние скважины несет руководитель предприятия, на балансе которого находится скважина.
В случае появления межколонных газопроявлений, грифонов, предприятие, на балансе которого находится скважина, проводит работы по их
устранению по плану, согласованному с противофонтанной службой.
Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации при консервации скважины согласовывается с противофонтанной службой.
Ликвидация скважины
Рассматривается вариант ликвидации скважины после завершения испытания скважины. Для этого необходимо:
- заглушить скважину приготовленным (имеющимся) технологическим раствором. Демонтировать фонтанную арматуру, установить ПВО;
- опрессовать ПВО, спустить колонну НКТ в скважину;
- в интервале башмака кондуктора установить цементный мост не мене 50 м;
- после ОЗЦ проверить качество установки моста опрессовкой и разгрузкой на него колонны НКТ (давление опрессовки и величина нагрузки
определяется в плане работ);
- заполнить интервал залегания ММП незамерзающей жидкостью;
- извлечь из скважины инструмент, демонтировать ПВО, трубную головку, установить на колонную головку глухой фланец;
- установить на устье скважины бетонную тумбу размером 1х1х1 м с репером и металлической табличкой, на которой электросваркой указать номер
скважины, наименование месторождения и предприятия-пользователя недр, дату ликвидации скважины;
- произвести демонтаж оборудования.
Все работы производятся согласно плану работ, согласованному с территориальными органами Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.