Приложение № 1 к типовому договору - Газпромнефть

Приложение № 2 к договору №____ от «____» _________ 20___ г.
ПОДРЯДЧИК
ЗАКАЗЧИК
_____________________
_____________________
«___» ______________ 20___ г.
«___» ______________ 20___ г.
Положение
о взаимоотношениях Заказчика и Подрядчика
при производстве щелевой перфорации гидромеханическим способом
стр. 1 из 24
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящий регламент является неотъемлемой частью Договора на
оказание услуг по перфорации скважин и вводится с целью регулирования
взаимоотношений между структурными подразделениями Заказчика, Подрядчика по проведению перфорации, предприятием выполняющим работы по текущему и капитальному ремонту скважин (далее по тексту Подрядчик по
ТКРС) и предприятием, выполняющим геофизические работы (далее по тексту Подрядчик по ГФР).
Заказчик – ООО «Газпромнефть-Хантос»
Подрядчик по ТКРС – собственное или привлеченное Заказчиком предприятие, выполняющее текущий или капитальный ремонт скважин Заказчика.
Подрядчик по ГФР – привлеченное Заказчиком предприятие, выполняющее геофизические работы.
Подрядчик по проведению перфорации – сервисное предприятие, выполняющее работы по щелевой перфорации гидромеханическим способом
Стороны – Заказчик, Подрядчик по ТКРС, Подрядчик по ГФР и
Подрядчик по проведению перфорации.
ГМЩП – гидромеханическая щелевая перфорация
1.2. Все требования, описанные в настоящем Регламенте взаимоотношений доводятся Заказчиком до предприятий выполняющих работы по ТКРС
и ГФР по договорам, путём включения ссылки на настоящий регламент в соответствующих условиях договора.
2. ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ ЗАЯВОК
2.1. Заявки на проведение щелевой перфорации оформляются в установленной форме (Приложение №1) и передаются подрядчику по проведению
перфорации по телефону-факсу: _________________ – г._______; мобильному телефону: _______________ (супервайзер проекта) или по электронной почте: _______________
2.2. Заявки на проведение щелевой перфорации принимаются диспетчерской службой по факсимильной связи, телефону или электронной почте
ежедневно, включая выходные и праздничные дни круглосуточно, не менее
чем за 24 часа до начала работ.
2.3. Подтверждение о готовности скважины к монтажу перфоратора
ПГМЩ или перенос заявки производятся по телефону не позже чем:
за 4 часа - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта до 150 км
за 6 часов - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта от 150 до
300 км
за 8 часов - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта свыше
300 км.
2.4. Если в течение указанного выше срока уточнение времени и подтверждение готовности скважины к монтажу перфоратора ПГМЩ не последует, то заявка считается подтверждённой.
стр. 2 из 24
2.5. После получения подтверждения, технолог подрядчик по перфорации осуществляет завоз перфоратора на объект указанный в заявке.
3. ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ НА СКВАЖИНЕ
3.1. При производстве работ по щелевой перфорации Стороны руководствуются «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности
(ПБНГП) ПБ 08-624-03», «Регламентом на проведение щелевой перфорации
скважин» (Приложение №2) и другими нормативно-техническими документами, действующими на территории РФ.
3.2. По полученной заявке (с планируемой датой проведения работ)
представитель подрядчика по перфорации составляет «Технологический план
на проведение работ по щелевой перфорации» (Приложение №3) с указанием
видов работ и ответственных исполнителей и согласовывает его с Заказчиком
и Подрядчиком по ТКРС.
3.3. Подрядчик по ТКРС обязуется, согласно утвержденному технологическому плану подготовить скважину к проведению щелевой перфорации.
3.4. В случае невозможности подготовить скважину в соответствии с
требованиями технологического плана, работы по щелевой перфорации производиться не будут.
3.5. При отсутствии подъездных путей к скважине, Заказчик выделяет
транспортные средства для доставки к скважине и обратно оборудования, материалов и технологов подрядчик по перфорации. При неудовлетворительном
состоянии подъездных путей, Заказчик обеспечивает спецтехникой сопровождения.
3.6. Подрядчик по ТКРС (Заказчик) заблаговременно, в соответствии с
установленными сроками, обеспечивает подачу заявки Подрядчику по ГФР на
проведение геофизической привязки реперного патрубка и перфоратора
ГМЩП, спущенных в скважину, к глубине скважины.
3.7. По прибытию на объект, технолог подрядчик по перфорации проходит инструктаж по ОТ и ПБ у мастера бригады ТКРС, в свою очередь проводит инструктаж по безопасному ведению работ по щелевой перфорации с записью в журнале инструктажей бригады ТКРС. В случае отсутствия «Технологического плана на щелевой перфорации», предоставляет его бригаде и
знакомит с ним, под роспись. Далее технолог подрядчик по перфорации производит проверку наличия и состояния оборудования бригады ТКРС необходимого для производства работ по щелевой перфорации, согласно плану работ.
3.8. Технолог подрядчика по перфорации и бригада ТКРС совместно
производят опрессовку перфоратора на устье скважины давлением до 100атм.
в присутствии представителя Заказчика с составлением «Акта опрессовки и
проверки работоспособности перфоратора» (Приложение №4).
3.9. Технолог подрядчика по перфорации и бригада ТКРС совместно
производят сборку - монтаж низа компоновки колонны НКТ согласно «Технологическому плану на щелевую перфорацию». Бригада ТКРС начинает спуск
инструмента в скважину. Технолог подрядчика по перфорации покидает объстр. 3 из 24
ект. Бригада ТКРС продолжает спуск до подошвы планируемого интервала
перфорации со скоростью 0,25 м/с.
3.10. В случае задержки начала работ более чем на два часа от заявленного времени, начинается официальный простой с оформлением соответствующего акта (Приложение №5). Время ожидания возмещается стороне понесшей убытки согласно условиям заключенного договора.
3.11. Подрядчик по ТКРС планирует начало проведения работ по щелевой перфорации после геофизических работ по привязке перфоратора и смены
объёма скважины(если запланировано). Заблаговременно подтверждает готовность скважины к проведению работ по щелевой перфорации супервайзеру
проекта подрядчик по перфорации по телефонам указанным в пункте 2.1. не
позже чем:
за 4 часа - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта до 150 км
за 6 часов - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта от 150 до
300 км
за 8 часов - при расстоянии от базы подрядчика по перфорации до объекта свыше
300 км.
3.12. Сторона обязанная предоставить насосные агрегаты, согласно договору с Заказчиком, обеспечивает доставку насосного агрегата (насосных агрегатов с тройником), способного продолжительное время (120минут) ступенчато поддерживать давление нагнетания от 10 до 200 атм. к началу проведения
работ.
3.13. По прибытию на объект, технологи подрядчика по перфорации составляют «Акт прибытия к началу проведения работ по щелевой перфорации»
(Приложение №6), проходят инструктаж по ОТ и ПБ у мастера бригады
ТКРС, в свою очередь технологи подрядчика по перфорации проводят инструктаж по безопасному ведению работ по щелевой перфорации с записью в
журнале инструктажей бригады ТКРС. Технологи подрядчика по перфорации
также проводят инструктаж по дальнейшим работам согласно «Технологическому плану работ на проведение щелевой перфорации», под роспись.
3.14. Перед началом проведения работ на скважине технологи подрядчика по перфорации определяют готовность объекта и бригады ТКРС к проведению работ по щелевой перфорации согласно плану работ, с составлением
«Акта о готовности скважины к проведению щелевой перфорации» (Приложение №7). В случае неготовности сообщают супервайзеру подрядчик по
перфорации, который в свою очередь предпринимает меры для безопасного и
успешного продолжения работ по щелевой перфорации.
3.15. Перед началом работ произвести опрессовку нагнетательной линии
от насосного агрегата (насосных агрегатов) до рабочей трубы согласно правилам БНГП с составлением «Акта опрессовки нагнетательной линии» (Приложение №8).
3.16. В процессе щелевой перфорации технологи подрядчика по перфорации обязаны руководить технологическим процессом и осуществлять постоянный контроль процессов вскрытия и намыва каверн.
3.17. В процессе проведения щелевой перфорации после реза каждого интервала технологи подрядчика по перфорации обязаны подтверждать факт
наличия щели в плановом интервале «отбивкой» (посадка-затяжка) границ
стр. 4 из 24
кровли и подошвы интервала с составлением «Акта отбивки границ» (Приложение №9).
3.18. При необходимости Заказчик или Подрядчик по ТКРС предоставляет представителю подрядчика по перфорации линию связи для передачи оперативной информации.
3.19. После окончания работ по щелевой перфорации составляется и подписывается Сторонами «Акт о проведении щелевой перфорации» (Приложение №10).
3.20. В зимнее время Подрядчик по ТКРС обязан предоставить ППУ к
началу проведения работ по щелевой перфорации, на демонтаж перфоратора
(для очистки перфоратора от нефтепродуктов) или при необходимости.
3.21. Проверка качества выполненных работ может осуществляться геофизическими методами САТ, ЭМДСТ и другими подобными методами.
3.22. В случае возникновения со стороны Заказчика претензий по качеству выполненных работ Подрядчик вправе требовать, а Заказчик обязуется
предоставить результаты геофизических исследований скважинной акустической профилеметрии (скважинный акустический телевизор). В случае несогласия Подрядчика с претензиями Заказчика стороны вправе назначить проведение соответствующей независимой экспертизы (методом САТ). При полном
подтверждении претензий Заказчика, стоимость экспертизы относится на
Подрядчика, при частичном подтверждении стороны оплачивают экспертизу в
равных долях, при неподтверждении претензий Заказчика оплату по экспертизе производит Заказчик.
Приложения:
Приложение №1 – Заявка на проведение щелевой перфорации
Приложение №2 – Регламент на проведение щелевой перфорации.
Приложение №3 – Технологический план на проведение щелевой перфорации
(форма Подрядчика)
Приложение №4 – Акт проверки работоспособности ПГМЩ.
Приложение №5 – Акт на простой.
Приложение №6 – Акт прибытия к началу проведения работ по щелевой перфорации.
Приложение №7 – Акт о готовности к проведению щелевой перфорации.
Приложение №8 – Акт опрессовки нагнетательной линии.
Приложение №9 – Акт отбивки границ.
Приложение №10 – Акт о проведении щелевой перфорации.
Приложение №11 – Акт о проведении химико-кислотной обработки и освоения скважины с использованием двухпроекционного гидромеханического
щелевого перфоратора.
Приложение №2
ПОДРЯДЧИК
ЗАКАЗЧИК
стр. 5 из 24
_____________________
_____________________
«___» ______________ 20___ г.
«___» ______________ 20___ г.
РЕГЛАМЕНТ
на проведение работ по
Щелевой Перфорации
добывающих и нагнетательных скважин
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Особенности проведения щелевой перфорации……………………………………..3
стр. 6 из 24
2. Подготовительные работы…………………………………………………………….3
3. Проведение работ………………………………………………………………………5
4. Перфорация скважин с углом наклона более 60 градусов…………….…………….7
5. Перфорация на депрессии…………………………….………………………………..9
6. Ориентированная перфорация………………………………………………………...9
7. Перфорация при репрессии….………………………………………………………...9
8. Проведение химобработок и освоение скважины через перфоратор..……………...9
9. Ликвидация НГВП при проведении щелевой перфорации……………………..……………..…………………………………………………….11
10. Возможные осложнения при проведении щелевой перфорации……………………………….....................................................................................…11
11. Заключительные работы………………………………………………………………12
1. ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ Гидромеханической щелевой перфорации (реперфорации) скважин.
стр. 7 из 24
Гидромеханическая щелевая перфорация (реперфорация) предназначена для безударного вскрытия эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин, гидромониторного размыва цементного камня и намыва каверн с целью получения максимальной гидродинамической связи скважины с пластом. Принцип действия
щелевой перфорации основан на одновременном формировании (вскрытии) двух щелей в
стенке обсадной колонны, с приложением к ней усилия превышающего предел ее текучести. При таком воздействии формируются продольные щели, которые затем расширяется
под воздействием истирающих нагрузок, длина двух диаметрально противоположенных
щелей равна длине перемещения перфоратора в обсадной колонне. Перемещение перфоратора осуществляется совместно с колонной НКТ и практически равно ему (следует учитывать возможность растяжения и сжатия колонны НКТ). Нагрузка передается через жидкость
от насосного агрегата на систему поршней перфоратора, а от них на режущие ролики. Конструкция перфоратора позволяет контролировать усилие, создаваемое на обсадную колонну
путем изменения давления на выходе насосного агрегата. Перфоратор имеет следующие
циркуляционные отверстия:
- центральное продольное отверстие обеспечивает свободную циркуляцию жидкости
в процессе проведения спускоподъемных операций (СПО) до начала работ по вскрытию;
- два отверстия гидромониторных насадок, которые используется при гидромониторном размыве цементного кольца и породы, а также для свободной циркуляции жидкости
в процессе проведения спускоподъемных операций (СПО) до начала работ по вскрытию;
- два (четыре) отверстия, которые используется после проведения работ по вскрытию, для возможной дальнейшей прокачки технологических жидкостей (позволяет проводить химические обработки без подъема перфоратора на поверхность), а также обеспечивает свободный переток жидкости из трубного в затрубное пространство в процессе подъема.
2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
2.1. Завезти на скважину:
2.1.1. Утвержденный план работ на проведение щелевой
перфорации (реперфорации).
2.1.2. Опрессованный гидромеханический щелевой перфоратор (ПГМЩ), типоразмера соответствующего диаметру эксплуатационной колонны или хвостовика, глубинный
манометр, пенал для глубинного манометра.
2.1.3 Реперный патрубок с присоединительной резьбой НКТ
соответствующего диаметра, длиной 2 м.
2.1.4. Комплект НКТ диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны
марки «К» (или высадка) длинной равной глубине текущего забоя скважины.
2.1.5. Подгоночные патрубки НКТ соответствующие диаметру технологической колонны
НКТ, марки «К» длиной 1 м – 2 шт., 2 м – 2 шт., 3 м – 1 шт.
2.1.6. Вертлюг промывочный грузоподъемность 50-80тн (в зависимости от глубины скважины) с актом дефектоскопии и стендовой опрессовки на давление не менее 300 атм.
(при рабочем давлении до 200атм.)
2.1.7. Промывочный шланг (Рраб=200 атм., Ропр.=300атм.) оборудованный соединениями
БРС-2, с актом опрессовки (при рабочих давлениях до 200атм.) и оплетенный стальным канатом в соответствии с требованиями ПБ в НГП.
2.1.8. Шарнирные соединения (Рраб=200атм., Ропр=300атм) с актом опрессовки (при рабочих давлениях до 200атм.).
2.1.9. ГИВ-6 с верньером или электронный индикатор веса.
2.1.10. Устьевой фильтр – 2 штуки, (диаметр отверстий фильтра 3- 4мм в зависимости от
модификации прибора).
стр. 8 из 24
2.1.11. Превентор с актом стендовой прессовки, с плашками под НКТ соответствующего
диаметру колонны НКТ.
2.1.12. Шаблоны для шаблонировки НКТ соответствующего диаметра – 2 шт.
2.1.13. Устьевой герметизатор (промывочная вставка в КГО), обеспечивающий осевое перемещение НКТ под давлением. Шаровой кран с актом стендовой опрессовки (или
КВД с проходным диаметром не менее 40мм) при перфорации на депрессии.
2.1.14. Редукционный клапан на затрубную линию, отрегулированный на стенде на величину депрессии (или регулируемый штуцер) при перфорации на депрессии.
2.1.15. Тройник с БРС.
2.1.16. Два крана высокого давления позволяющих заглушить нагнетательную линию от
одного из агрегатов не останавливая второго агрегата.
2.2.
Иметь на скважине:
2.2.1. Запись ГК МЛМ или интерпретационный материал по эксплуатационной колонне в
интервале перфорации (реперфорации).
2.2.3. На время перфорации иметь насосные агрегаты, способные держать заданное время
избыточное давление 10-20-30-40-60-80-100-120-150-170-200атм. с расходом жидкости от 3 до 18л/сек, с исправным манометром на 500 атм.
2.2.4. Иметь запас жидкости глушения, соответствующего удельного веса, в объеме предусмотренным планом работ на КРС и щелевой перфорации (ГМЩП).
2.2.5. Иметь чистый промывочный мерник или желобную емкость, через который будет
производиться круговая циркуляция, оборудованный уровнемером, гусаком, сетчатым фильтром для отбора проб при намыве каверн.
2.2.6. Произвести: опрессовку установленного превентора и устьевого герметизатора на
давление не менее ожидаемого с 10% запасом, проверку талевой системы и грузоподъемных механизмов (гидроключа, клинового захвата и т. д.) составить акт о готовности скважины к щелевой перфорации (ГМЩП).
3. ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ
3.1. Перед началом работ провести инструктаж по проведению щелевой перфорации
(ГМЩП) и безопасному производству работ со всем персоналом бригады КРС с
записью в журнале проведения инструктажей.
3.2. Опрессовать перфоратор в присутствии представителя Заказчика и представителя
компании КРС на 50-100атм в зависимости от типа перфоратора (в регионах где имеется опрессовочный стенд опрессовка перфоратора производится на базе):
а) установить насосный агрегат на площадке скважины перед приемными мостками;
б) собрать нагнетательную и всасывающую линии, присоединить перфоратор.
в) удалить всех людей на безопасное расстояние, произвести опрессовку перфоратора,
методом нагнетания жидкости не превышая 100атм.
г) при проведении опрессовки убедится в том, что ножи перфоратора полностью выходят в крайнее рабочее положение, а при снижении давления до атмосферного полностью входят в транспортное положение, гидромониторные струи сформированы и
не рассеиваются.
3.3. Произвести сборку низа компоновки в следующей последовательности: перфоратор
ПГМЩ + 3шт. НКТ + «реперный» патрубок L=2м, сборку компоновки производить с
замером каждой части, после завершения монтажа составить эскиз компоновки с указанием всех длин и диаметров.
3.4. Произвести спуск перфоратора со скоростью не более 0,25 м/сек до заданной глубины,
с замером и шаблонированием каждой трубы НКТ соответствующим ее диаметру
стр. 9 из 24
шаблоном, при спуске производить отбраковку труб по резьбовым соединениям с использованием резьбовых калибр-пробка и калибр-кольцо.
3.5. Произвести расхаживание спущенной компоновки до 20 раз (в зависимости от кривизны скважины) на всю длину рабочей трубы для снятия «пружины» после спуска НКТ.
3.6. Геофизическим методом (ГК МЛМ) произвести привязку инструмента к заданному
интервалу перфорации. Данные по привязке интерпретируются геофизической компанией и подтверждаются геологической службой Заказчика. С момента окончания работ геофизической партии, до получения интерпретации все работы по СПО инструмента запрещаются. После получения интерпретационных данных о глубине репера и
месте нахождения муфт эксплуатационной колонны в планируемом интервале перфорации, с помощью подгоночных патрубков позиционировать перфоратор в нижней
границе интервала перфорации.
3.7. Расставить наземное оборудование в соответствии с утвержденной схемой. Обвязать
насосные агрегаты с устьем скважины, перед «тройником» установить краны высокого
давления на каждый агрегат, за тройником установить контрольный манометр. Всасывающая линия насосного агрегата должна быть оборудована фильтром с размером отверстий не более 10мм. При работе, всасывающий шланг агрегата должен находиться
на весу.
3.8. Опрессовать нагнетательные линии на полуторократное давление рабочему давлению,
но не менее 300атм, при обнаружении утечек снизить давление до атмосферного, ликвидировать утечки, опрессовку повторить, составить акт.
3.9. Перед монтажом ведущей трубы производится установка устьевого фильтра.
3.10. На нагнетательных скважинах и на всех скважинах, где планируется ГРП после щелевой перфорации (ГМЩП) произвести определение приемистости по затрубью при
максимальном давлении, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны
при этом учитывая разность плотности жидкости при опрессовке эксплуатационной
колонны и при определении приёмистости.
3.11. Произвести прямую промывку скважины до выхода циркуляции, для определения
наличия сообщения между трубным и затрубным пространством.
3.12. Составить и подписать с полномочным представителем компании КРС акт о готовности скважины к проведению щелевой перфорации.
3.13. Отвернуть рабочую трубу и сбросить шар диаметром соответствующим применяемому перфоратору.
3.14. Произвести, с учетом вытяжки инструмента, расчет подгонки перфоратора к интервалам перфорации.
3.15. В соответствии с произведенными расчетами произвести подгонку оси нижнего ролика к нижней границе интервала перфорации так, чтобы соединение рабочей трубы с
вертлюгом находилось от рабочей площадки на высоте не менее 1 метра.
3.16. При проведении расчета реза, проведении подгонки перфоратора и при резе не
допускать подъема муфтового соединения рабочей трубы на глубину менее
1,5метров до превентора.
3.17. Перед началом перфорации, произвести подъем на длину ведущей трубы и зафиксировать вес на подъем, после чего произвести спуск и зафиксировать вес на спуск. Рассчитать предельные показания и предельные нагрузки при проведении щелевой перфорации (ГМЩП) согласно данным производителя.
Спустить в скважину рабочий шар.
стр. 10 из 24
После ожидания посадки шара, ступенчато создавая избыточное давление 10-20-3040-60-80-100…200атм, произвести вскрытие эксплуатационной колонны в заданном
интервале. Средняя продолжительность реза принимается из расчета 1час на 1м перфорации. Не допускать общую длину одной щели для сейсмически неустойчивых
районов более 3,0м. Между щелями делать пропуски не менее 0,5м по вертикали.
3.18. Произвести формирование нарезанных щелей в эксплуатационной колонне при давлении не ниже 120атм и не менее 10 возвратно-поступательных движений подвески
НКТ, в случае наличия посадок-затяжек сверх регламентных нагрузок необходимо
произвести ступенчатое снижение давления не более чем по 20атм. Выбрать оптимальное давление для формирования щели при допустимых нагрузках и ступенчато
увеличивать давление от выбранного по 20атм до 200атм.
3.19. Произвести отбивку границ щели в присутствии представителя Заказчика и Подрядчика по ТКРС, разгрузкой перфоратора на ножи 3-4тн при давлении 40атм (для перфораторов ПГМЩ-146 – 168 - 178) и до 2-3тн (для перфораторов ПГМЩ-102 – 114) произвести отбивку нижней границы перфорации. Затяжкой перфоратора с упором на
ножи при давлении 40атм до 3-4тн (для перфораторов ПГМЩ-146 – 168 - 178) и до 23тн (для перфораторов ПГМЩ-102 – 114) произвести отбивку верхней границы перфорации, составить акт.
3.20. Произвести гидромониторный размыв цементного кольца и горной породы избыточным давлением не менее 200 атм. Гидромониторный размыв производится точечно
через 0,1-0,3м в, время намыва каверн на одной точке составляет от 5 до 10 минут в
зависимости от геологических условий и типа перфоратора.
3.21. После работы по гидромониторному размыву каждого вскрытого интервала убедиться
в отсутствии избыточного давления на манометре насосного агрегата. Далее отсоединить рабочую трубу от подвески НКТ, провести очистку и ревизию устьевого фильтра
(при необходимости заменить) произвести переподгонку на следующий интервал
перфорации.
3.22. Повторить работы по пунктам 3.17.-3.23.
3.23. После завершения работ по вскрытию произвести определение приемистости по затрубью при максимальном давлении, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны при этом учитывая разность плотности жидкости при опрессовке эксплуатационной колонны и при определении приёмистости.
3.24. После завершения работ по вскрытию всех интервалов, сбросить шар необходимого
диаметра, и после ожидания посадки шара, избыточным давлением вскрыть циркуляционный (сбивной) клапан.
3.25. Составить акт о проведении щелевой перфорации (приложение №5).
3.26. При отсутствии первичных признаков НГВП произвести подъём перфоратора из
скважины с контролем долива.
3.27. При наличии первичных признаков НГВП произвести глушение скважины, жидкостью глушения в соответствии с правилами БНГП, Правил ведения работ при КРС и
данного регламента.
3.28. Вывезти перфоратор на базу, провести ревизию, составить акт ревизии и износа оборудования.
3.29. После остановок в работе более чем на 1 час предварительно провести обратную промывку в объеме 1,5 объема НКТ.
стр. 11 из 24
4. ПЕРФОРАЦИЯ В СКАЖИНАХ С УГЛОМ НАКЛОНА
БОЛЕЕ 60 ГРАДУСОВ.
4.1. Произвести сборку низа в следующей последовательности: перфоратор + трубы НКТ
(из расчета нахождения реперного патрубка, при полном спуске компоновки, в интервале скважины где кривизна не превышает 60 градусов) + «реперный» патрубок L =2
м, замерить и записать в вахтовом журнале длину каждой трубы и «реперного» патрубка.
4.2. Произвести спуск перфоратора до заданной глубины, с шаблонированием каждой
трубы НКТ соответствующим шаблоном и выбраковкой труб по резьбовым соединениям с использованием резьбовых калибр-пробка и калибр-кольцо.
4.3. Расставить наземное оборудование в соответствии с утвержденной схемой. Обвязать
насосные агрегаты с устьем скважины. Всасывающая линия насосного агрегата должна
быть оборудована фильтром с размером отверстий не более 10мм. При работе, всасывающий шланг агрегата должен находиться на весу.
4.4. Составить и подписать с полномочным представителем подрядчика по КРС акт о готовности скважины к проведению щелевой перфорации (приложение №4).
4.5.
Технолог перед началом работ в обязательном порядке проверяет наличие и чистоту
фильтра всасывающей линии агрегата.
4.6. Перед прямой промывкой скважины технолог устанавливает устьевой фильтр под ведущую трубу.
4.7. Произвести прямую промывку скважины в 1,5-кратном объёме трубного
ства.
простран-
4.8. По окончанию замены жидкости и после намыва каверн в каждом интервале перфорации технолог производит ревизию и очистку устьевого фильтра или его замену.
4.9. Геофизическим методом (МЛМ + ГК) произвести привязку муфты реперного
патрубка к заданному интервалу (интервалам). Данные геофизиков подтверждаются геологической службой Заказчика с составлением соответствующего акта на привязку. По
согласованию с геологической службой «Заказчика» допускается подгонка перфоратора к интервалу реза по заключению о глубине реперного патрубка выданного начальником геофизической партии (получить выкопировку каротажной диаграммы с записью глубин муфт реперного патрубка, датой и подписью начальника геофизической
партии).
4.10. Поднять перфоратор до зенитного угла 65 градусов сбросить шар диаметром 15мм, после ожидания посадки шара в посадочное седло, опрессовать перфоратор для определения посадки шара на место;
4.11. Допустить перфоратор до подошвы нижнего интервала перфорации.
4.12. Произвести расхаживание спущенной компоновки до 12 раз на длину рабочей трубы
для снятия «пружины» после спуска НКТ.
4.13. Произвести, с учетом вытяжки инструмента, расчет подгонки перфоратора к интервалам перфорации.
4.14. В соответствии с произведенными расчетами произвести подгонку оси нижнего ролика к нижней границе интервала перфорации так, чтобы соединение рабочей трубы с
вертлюгом находилось от рабочей площадки на расстоянии 1-1,5метра.
4.15. Перед началом перфорации рассчитать предельные показания ИВ согласно тарировочных таблиц и допустимой нагрузке на НКТ при перфорации (предельное превышение собственного веса подвески НКТ с перфоратором не более 4т).
стр. 12 из 24
4.16. Провести работы по пунктам 3.16.-3.26.
5. ПЕРФОРАЦИЯ НА ДЕПРЕССИИ.
5.1. Между рабочей трубой и вертлюгом установить запорную арматуру (КШ или задвижку
ФА с соединениями НКТ); между грязевым шлангом и насосным агрегатом кран КВД
с соединениями БРС; на затрубном пространстве установить регулируемый штуцер; на
превентор установить герметизирующую головку, опрессованную согласно ПБНГП.
5.2. Произвести замену жидкости в скважине на жидкость вскрытия.
5.3. Долить скважину (при необходимости), обратной промывкой, вымыть забойную пачку,
сделать технологический отстой по времени равный времени подъёма перфоратора из
скважины, повторно обратной промывкой вымыть забойную пачку.
6. ОРИЕНТИРОВАННАЯ ПЕРФОРАЦИЯ.
6.1 Работы по ориентированию производятся на глубине скважины с зенитным углом более 1 градуса.
6.2 При сборке перфоратора в состав инструмента включается специальный переводник
со шпонкой, устанавливаемый непосредственно над перфоратором.
6.3 Перед проведением ориентирования производится привязка перфоратора по ГК, ЛМ.
6.4 Произвести подгонку перфоратора к нижней границе интервала перфорации.
6.5 При спуске прибора МИНК с пером на скорости не более 2000 м/час производится
контроль работы прибора путем сравнения данных зенитного угла с инклинометрическими данными по скважине.
6.6 Определяется начальное положение перфоратора, для контроля замеров производится
не менее пяти измерений.
6.7 Производится ориентирование перфоратора с контролем угла поворота.
6.8 Определение положения перфоратора после ориентирования. Для этого производится
не менее пяти измерений.
6.9 При необходимости, п.п. 6.6-6.8 повторяются до достижения необходимого положения
перфоратора.
6.10 По окончании, сторонами подписывается акт по проведению работ по ориентированию, где указывается начальное и окончательное положение перфоратора (приложение №5).
7. ПЕРФОРАЦИЯ ПРИ РЕПРЕССИИ.
При перфорации скважин с пластовыми давлениями значительно ниже гидростатических,
перфорация производится с постоянным доливом в затрубное пространство вторым агрегатом и по специальному плану.
8. ПРОВЕДЕНИЕ ХИМИЧЕСКИХ ОБРАБОТОК И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ ЧЕРЕЗ ПЕРФОРАТОР.
8.1 Проведение химических обработок через гидромониторные насадки.
8.1.1 Наземное оборудование расставляется в соответствии с утвержденной схемой компании подрядчика по химическим обработкам.
8.1.2 Подрядная организация по химическим обработкам в обязательном порядке должна
провести инструктаж по безопасным методам ведения химических обработок.
8.1.3 Перфоратор подгоняется к нижней границы нижнего интервала перфорации, ножи
вводятся в нарезанные щели.
стр. 13 из 24
8.1.4 Кислотный состав в необходимом объеме по нагнетательной линии, шлангу высокого
давления и через вертлюг при открытом затрубном пространстве закачивается в
НКТ, при этом ножи перфоратора должны находиться в нарезанных щелях в подошве интервала перфорации.
8.1.5 Герметизирующим устройством герметизируется затрубное пространство, кислотный
состав через гидромониторные насадки продавливается непосредственно в пласт с
одновременным подъемом всей компоновки со скоростью, позволяющей к концу интервала перфорации использовать весь запланированный для данного интервала,
объем кислотного состава.
8.1.6 При проведении необходимо в обязательном порядке контролировать давление в затрубном пространстве по манометру, установленному на крестовине фонтанной арматуры. Категорически запрещается превышать давление в затрубном пространстве
свыше давления опрессовки эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры.
8.1.7 По окончанию продавки кислотного состава в первый интервал перфорации, производится технологическая выстойка для падения давления в нагнетательной линии до
атмосферного.
8.1.8. Убедившись в падении давления в нагнетательной линии до атмосферного, произвести переподгонку перфоратора к подошве следующего интервала перфорации, созданием избыточного давления ввести ножи в нарезанные щели, последовательно
повторить п.п. 10.1.4-10.1.8.
8.1.9 По окончанию химической обработки всех интервалов перфорации посадить инструмент на клинья, отвернуть рабочую трубу, бросить в НКТ шар для срезки сбивных
клапанов, навернуть рабочую трубу, при давлении 40-60атм произвести срезку сбивных клапанов, приподнять перфоратор на 100м выше интервалов перфорации, обратной промывкой вымыть остатки кислотного состава, оставить скважину на реакцию.
8.2 Проведение кислотных обработок через сбивные (циркуляционные) клапана.
8.2.1 По окончанию намыва каверн на последнем интервале перфорации, посадить инструмент на клинья, отвернуть рабочую трубу, бросить в НКТ шар для срезки сбивных
клапанов, навернуть рабочую трубу, при давлении 40-60атм произвести срезку сбивных клапанов.
8.2.2 Кислотный состав в необходимом объеме по нагнетательной линии, шлангу высокого
давления и через вертлюг при открытом затрубном пространстве закачивается в
НКТ.
8.2.3 Затрубное пространство герметизируется, кислотный состав продавливается в пласт
при давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны и фонтанной арматуры.
8.2.4 По окончанию продавки кислотного состава в первый интервал перфорации, производится технологическая выстойка для падения давления в нагнетательной линии до
атмосферного.
8.2.5 По окончанию химической обработки всех интервалов перфорации приподнять перфоратор на 100м выше интервалов перфорации, обратной промывкой вымыть остатки кислотного состава, оставить скважину на реакцию.
8.3 Освоение скважины через перфоратор.
8.3.1 Наземное и устьевое оборудование расставляется согласно схемы расстановки оборудования организации подрядчика по освоению скважин.
8.3.3 Продукты реакции извлекаются методом свабирования, при необходимости в скважину спускается геофизический прибор, записывается КВУ или КВД в случае выхода
скважины на режим фонтанирования.
9. ЛИКВИДАЦИЯ НГВП ПРИ ПРОВЕДЕНИИ щелевой перфорации.
стр. 14 из 24
9.1 При наличии избыточного давления на устье скважины (манометре ЦА-320) при выполнении п. 2.11, поставить в известность ЗАКАЗЧИКА. Все дальнейшие работы по скважине производить по дополнительному плану.
9.2 Если в процессе работ по вскрытию объекта (или при подъеме перфоратора) появились
первичные признаки НГВП. Все работы прекратить, загерметизировать устье и действовать в соответствии с планом ликвидации НГВП.
9.3 Если есть необходимость работ по вскрытию интервалов щелевым перфоратором при
первичных признаках НГВП, необходимо, не вскрывая циркуляционный клапан прибора, закрыть КВД (КШ) «перебить» насосный агрегат на затрубное пространство и произвести глушение скважины обратной промывкой на второй скорости в полном объеме.
После технологического отстоя и отсутствия признаков НГВП работы по Перфорации
могут быть продолжены.
9.4 Глушение газовых скважин производится на максимальной скорости насосного агрегата
обратной промывкой.
9.5 При выполнении п.3.3. и п.3.4. необходимо соблюдать условие, чтобы избыточное давление на манометре насосного агрегата при глушении не превышало давление опрессовки эксплуатационной колонны. Также необходимо штуцировать трубное пространство
на величину первичного избыточного давления определенного при выполнении п. 3.1.
плюс 3 - 5 атм.
9.6 Возможно глушение скважины прямой промывкой через гидромониторное сопло без
вскрытия циркуляционного клапана, при этом накатной диск перфоратора должен находиться в щели.
10. ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КОМПЛЕКСНОЙ ПЛАСТИЧЕСКОЙ ПЕРФОРАЦИИ.
10.1. Не доход перфоратора до заданной глубины.
При возникновении посадок более 1 тонны веса инструмента. Собрать нагнетательную
линию и допуск инструмента осуществлять только с прямой промывкой до заданной
глубины. При невозможности допустить инструмент с прямой промывкой до заданной
глубины, поднять перфоратор из скважины с контролем долива и переподготовить
скважину к щелевой Перфорации.
10.2. Отсутствие циркуляции при восстановлении промывки.
Если отсутствует циркуляция и наблюдается рост давления на мониторе промывочного
агрегата (не допускается рост давления при прямой циркуляции более 50 атм.) при
промывке, произвести интенсивное расхаживание на величину рабочей трубы 3 – 4 раза. Если циркуляция не восстановилась, произвести обратную промывку скважины (не
допуская рост давления более давления опрессовки обсадной колонны) с установкой сетки на выходе промывочного агрегата в объеме трубного пространства плюс 1 – 2
м3.
10.3. Порыв рабочего шланга.
При порыве рабочего шланга, заменить его новым или собрать гибкую линию из труб
промывочного агрегата с использованием шарнирных соединений и продолжить перфорацию.
10.4. Сбитые втулки циркуляционных клапанов перфоратора при геофизических работах.
При проведении привязки реперного патрубка (экранной муфты) к заданному(ым) интервалу(ам) не допускается разгрузка прибора на втулку циркуляционного клапана перфоратора. Максимально допустимая глубина спуска геофизического прибора после реперного патрубка не более 10 метров.
стр. 15 из 24
10.5. Падение давления и появления полной циркуляции при проведении Перфорации
вследствие порыва трубы технологической подвески без падения веса.
Произвести подъем перфоратора с контролем «зеркала» в трубах без срезки циркуляционного клапана. После обнаружения лопнувшей трубы (или уровня жидкости в трубах), долить скважину и проверить работоспособность прибора на давлениях 10 и 20
атм. При нормальной работоспособности произвести допуск с выбраковкой лопнувшей
трубы и продолжить перфорацию.
10.6. Обрыв труб с перфоратором и падение веса.
Произвести подъем труб для определения длины оставшейся с перфоратором подвески.
Произвести спуск соответствующего ловильного оборудования, с учетом того, что
перфоратор мог остаться в щели. Произвести ловильные работы и подъем перфоратора из скважины. Произвести ревизию прибора с полной его разборкой и последующей его опрессовкой. Аварийные работы вести по дополнительному плану.
10.7. Появление затяжек при подъеме прибора без срезки циркуляционного клапана.
При появлении затяжек при подъеме перфоратора без срезки циркуляционного клапана,
долить скважину и продолжить подъем. Если затяжки не исчезли, их характер обусловлен падением в скважину металлического постороннего предмета. В данном случае рекомендуется произвести расхаживание с поворотом инструмента на собственном весе.
11. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.
11.1. После подъема щелевого перфоратора рекомендуется произвести спуск «косого» среза
до посадки и обратной промывкой на максимальной скорости нормализовать забой и вымыть шлам и породу, попавшую в скважину при намыве каверн.
Приложение №4
стр. 16 из 24
АКТ
проверки работоспособности
гидромеханического щелевого перфоратора
№_______
«___»__________20__г. ____ч____мин.
Скважина №_______
Месторождение_____________________
Куст №____________
Мы, нижеподписавшиеся:
Представитель подрядчик по перфорации__________________________________________________
Представитель Подрядчика по КРС_______________________________________________
составили настоящий Акт о том, что произведена проверка работоспособности гидромеханического щелевого перфоратора перед проведением работ по щелевой перфорации.
Перфоратор находится в рабочем состоянии. Замечаний нет.
Давление______атм.
Примечания___________________________________________________________________
Представитель подрядчика
по перфорации
Представитель Подрядчика по КРС
____________________________
______________________________
Приложение №5
стр. 17 из 24
«____» ________________20___ г.
Скважина №___________
Куст №________
Месторождение________________________________
АКТ
на простой (технологическое дежурство)
Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о том, что время простоя (тех.дежурства) составило:
1.
с ________________ по________________
(дата; время)
2.
с ________________ по________________
(дата; время)
3.
4.
5.
6.
7.
_________________________________________
причина
_________________________________________
причина
_________________________________________
(дата; время)
с ________________ по________________
(дата; время)
причина
(дата; время)
с ________________ по________________
(дата; время)
_________________________________________
(дата; время)
с ________________ по________________
(дата; время)
причина
(дата; время)
с ________________ по________________
(дата; время)
причина
_________________________________________
(дата; время)
с ________________ по________________
(дата; время)
_________________________________________
(дата; время)
причина
_________________________________________
(дата; время)
причина
Суммарное время простоя (тех.дежурства) составило ______ч. ______мин.
Примечание:______________________________________________________________________
______________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________
представитель подрядчик по перфорации _________________/____________________________________
подпись
(должность, Ф.И.О.)
представитель подрядчика по КРС _________________/________________________________
подпись
(должность, Ф.И.О.)
представитель ЗАКАЗЧИКА _______________/________________________________________
подпись
(должность, Ф.И.О.)
1. Акт заполняется и подписывается на месте проведения работ.
2. В случае отказа одной из сторон от подписи необходимо указать причину отказа в примечании.
Приложение №6
стр. 18 из 24
АКТ
прибытия к началу проведения работ по щелевой перфорации
скважина
№:_________куст:_______месторождение:_________________________
Мы, нижеподписавшиеся составили настоящий акт о том, что специалисты подрядчик по перфорации прибыли
на объект ЗАКАЗЧИКА для проведения работ по щелевой перфорации ___.___.20__г. в ___:___.
Технолог подрядчика по перфорации: __________________/_______________________________________
Представитель Подрядчика по КРС(ПРС): _____________________/___________________________
А К Т
стр. 19 из 24
Приложение №7
готовности скважины к проведению
щелевой перфорации
« ___ »
___________ 20_ г.
Скважина №_________ Куст №______ Месторождение____________________
Мы, нижеподписавшиеся,
Мастер КРС (ПРС)____________________________________________________;
Технолог подрядчик по перфорации_________________________________ __,
Составили настоящий Акт о том, что при проверке готовности скважины к проведению Гидромеханической щелевой перфорации установлено
следующее:
1. НКТ ______ мм, марка стали «___» спущены на глубину ___________м.., с замером
и шаблонировкой шаблоном Ø
мм.
2. Подгоночные патрубки L _______________________________________.
3. Схема компоновки составлена.
4. Эксплуатационная колонна Ø:______, толщина стенки в ИП:____мм,
марка стали «___».
5. Искусственный забой: ____________ .
6. Текущий забой: _________________ .
7. Скважина перед проведением щелевой перфорации заглушена.
Жидкость глушения, плотность: ___________________________________ .
8. Скважина перед проведением щелевой перфорации прорайберована
(прошаблонирована) до глубины __________, диам. _____мм.
9. Геофизическим методом произведена привязка «репера». «Репер» находится
на глубине: ________________________.
10. Устьевой фильтр имеется (да, нет).
11. Нагнетательные линии собраны, опрессованы совместно с
промывочным оборудованием. Акт опрессовки имеется.
12. Талевая система, тормозная система, индикатор веса исправны (да,
нет).
13. Мероприятия по предупреждению НГВП проведены.
14. Рабочая площадка и приемные мостки очищены.
15. Инструктаж исполнителям проведен.
Жидкость вскрытия ___________________________, необходимый
объем имеется.
Мастер бригады КРС(ПРС) -______________/__________________________/
Технолог подрядчика
по перфорации________________/___________________________/
Геолог КРС(ЦДНГ) - __________________/_____________________________/
Приложение №8
стр. 20 из 24
АКТ
«___»______________20__г.
опрессовки нагнетательной линии
Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о том, что на скв. №: ________куст №:_____
месторождение______________________________________, перед проведением щелевой перфорации была
проведена опрессовка нагнетательной линии в сборе:
промывочный шланг – вертлюг – рабочая труба на ______ атм. в течение 15 минут.
Результат: герметично.
Технолог подрядчика по перфорации: __________________/_______________________________________
Представитель Подрядчика по КРС(ПРС): _____________________/___________________________
стр. 21 из 24
Приложение №9
АКТ
отбивки границ щелей при щелевой перфорации
«_____»_______________20__г
Мы, нижеподписавшиеся Представитель Заказчика __________________________________________________,
Подрядчик по ТКРС ____________________________________________________________________________,
Технолог подрядчик по перфорации ______________________________, составили настоящий акт о том что на
скважине ___________, куст __________, месторождение: ______________________, после проведения реза
Э/К в интервалах: _____________________________________________________________________________
произведены отбивки границ вскрытых щелей.
№ интерваинтервал план (м).
верхняя гранинагрузка (тн).
нижняя граница
нагрузка (тн).
ла
ца (м).
(м).
Представитель Заказчика
______________/_____________/
Представитель ТКРС
______________/_____________/
Технолог подрядчика по перфорации
______________/_____________/
Приложение №10
стр. 22 из 24
АКТ
о проведении щелевой перфорации (реперфорации)
«___» _________________ 20___г.
Скважина № _______________________
Месторождение:__________________________
Куст № ____________________________
Назначение:_____________________________
(добывающая / нагнетательная)
прибор № ___________
Диаметр экс.колонны: ______ мм;
Марка стали: _____;
Толщина стенки экс.колонны: ______ мм;
Жидкость вскрытия: ______________________________; ______ г/см3.
Планируемый интервал перфорации (по заявке):_________________________________________ м.
Мы, нижеподписавшиеся:
Представитель
подрядчик
по
перфорации:__________________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
Представитель ПОДРЯДЧИКА по КРС:____________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
Представитель ЗАКАЗЧИКА:___________________________________________________
(должность, Ф.И.О.)
составили настоящий Акт о том, что на скважине была проведена Гидромеханическая щелевая перфорация:
Кол-во щелей
Интервалы перфорации (подробно)
Мощность ИП
Глубина МЭК
на 1 п. м.
Монтаж перф-а «___»____________200__г.____ч____мин.
Время вскрытия Э/К:____час____мин.
Демонтаж перф-а «___»____________200__г.____ч____мин.
Время ГМО:_____час_____мин.
Простои во время перфорации:
«____»______________20__г.______ч.______________________________________________(причина)
«____»______________20__г._____ч._______________________________________________(причина)
СПО не предусмотренные планом работ:
с «____»______________20___г.____ч____ мин по
«____»______________20___г.____ч____мин
ИТОГО по акту вскрыто: ______ м. (из расчёта: 2 щели на 1 п.м.)
Представитель подрядчик по перфорации:
________________/_________________
Представитель ЗАКАЗЧИКА:
__________________/______________________
Представитель ПОДРЯДЧИКА по КРС:
__________________/_______________
Приложение № 11
стр. 23 из 24
АКТ
о проведении химико-кислотной обработки и освоения скважины с использованием двухпроекционного гидромеханического
щелевого перфоратора
на скважине №_________ куст ____месторождения______________________
«____»________________20__г.
прибор № _________
Мы нижеподписавшиеся:
Технолог ПОДРЯДЧИКА __________________________________________________________
Представитель ЗАКАЗЧИКА _________________________________________________________
составили настоящий акт о том, что в данной скважине произведены следующие работы:
интервал проведения химико-кислотной обработки_____________________________________
__________________________________________________________________________________
реагент______________________; объем________м3; концентрация_________________________
Начало закачки реагента в пласт через перфоратор:____час_____мин «____» _______________200__г
Окончание закачки реагента в пласт через перфоратор:_____час _____мин«____» ___________200__г
Ожидание реагирования_______________часов
Начало освоения продуктов реакции с использованием перфоратора: _____час _____мин
«____»
___________20__г
Окончание освоения продуктов реакции с использованием перфоратора: _____час _____мин
«____»
___________20__г
Общее время использования перфоратора (закачка + реагирование + освоение)___________часов
Примечание:
__________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________
__________________________________
ТЕХНОЛОГ ПОДРЯДЧИКА:
ПРЕДСТАВИТЕЛЬ ЗАКАЗЧИКА:
_______________________________________
________________________________________
стр. 24 из 24