Проект Инструкция ГНВП. Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин

• Название: Инструкция предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов скважин при бурении, освоении и геофизических исследованиях скважин
• Анкор: Проект Инструкция ГНВП
• Дата: 06.08.2021
• Размер: 0.77 Mb.
• Имя файла: Проект Инструкция ГНВП.docx
• Тип: Инструкция; #226299
• страница: 18 из 23

ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЦЕССУ ГЛУШЕНИЯ

Агрегаты, участвующие в процессе глушения, должны иметь предохранительные срезные шпильки, рассчитанные на давление опрессовки эксплуатационной колонны. При появлении утечки необходимо стравить давление до атмосферного в линиях обвязки скважины и агрегата, и повторно закрепить их.

В процессе глушения скважины бурильщик Подрядчика по ТиКРС должен вести постоянное наблюдение за показаниями манометра, уровнемера, состоянием линий обвязки и местонахождением людей.

В процессе глушения скважины при поглощении жидкости скважину необходимо доливать раствором расчетной плотности. В случае поглощения жидкости при промывке скважины, остановить работы, загерметизировать устье скважины.

Необходимо не допускать разлива и утечки промывочной жидкости и жидкости глушения.

Требования к заключительным работам

Закрыть задвижку на арматуре со стороны нагнетания. Снизить давление в линии до атмосферного и только после этого приступить к разборке манифольда.

На каждый цикл глушения скважины составить акт по форме, с указанием:

 № Цеха добычи нефти и газа, месторождение, № скважины, категории скважины;

 даты проведения глушения;

 времени начала и окончания цикла;

 номера цикла глушения;

 начального и конечного давления при глушении;

 количества добавленного в раствор хим. реагента;

 наличия циркуляции и появления жидкости в конце глушения.

На период ремонта акты хранятся в бригаде ТиКРС.

16.6. ПОРЯДОК И ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ РЕМОНТЕ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

5. 16.6.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин должны соответствовать следующим критериям качества процесса:

• 
  исключение закупорки пласта;
  
• 
  исключение возможности нанесение ущерба коллекторским свойствам породы ПЗП;
  
• 
  сохранение скелета пласта в призабойной зоне;
  
• 
  сохранность эксплуатационной колонны;
  
• 
  сохранение, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны пласта;
  
• 
  сохранение колонны лифтовых труб;
  
• 
  предотвращение неконтролируемых ГНВП и открытых фонтанов;
  
• 
  охрану недр и окружающей среды;
  
• 
  надежность глушения на период текущего и капитального ремонтов скважин;
  
• 
  экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала;
  
• 
  соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.
  

Следует различать: основные ЖГ и буферные ЖГ:

• 
  под основными жидкостями глушения понимаются обычно применяемые для глушения скважин солевые растворы;
  
• 
  буферные ЖГ применяются значительно реже основных. Их применяют при аномальных условиях глушения в виде небольших дополнительных пачек, ограниченных по объему. Для решения задачи аномального глушения буферным жидкостям специально придаются особые вязкие или тампонирующие свойства, которые могут противоречить одному или нескольким пунктам требований к основным жидкостям глушения.
  

6. 16.6.2. НАПРАВЛЕНИЕ ГЛУШЕНИЯ – ПРЯМОЙ И ОБРАТНЫЙ СПОСОБЫ

В большинстве случаев процесс закачки жидкости глушения производится в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ:

• 
  более точный процесс доставки различных технологических пачек в зону пласта;
  
• 
  нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скважиной жидкости.
  

В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ.

При проведении глушения скважины скважины в затрубное пространство: объёмом в соответствии с Планом-работ до полного замещения в НКТ жидкости глушения. При не замещении раствором лифта НКТ глушение в НКТ провести с применением КОПС? через НКТ 1-1,5 дюйма: до замещения нефтегазовой эмульсии на жидкость глушения в НКТ. Дальнейшие работы по СПО производить с непрерывным доливом жидкости глушения.

При наличии гидратно-асфальтено-парафиновых отложений в НКТ, лом не бросать, произвести ликвидацию в НКТ со спуском и промывкой горячим раствором через НКТ 1-1,5 дюйма с применением КОПС. Дальнейшие работы по глушению проводить согласно утверждённого плана-работ.

При полном отсутствии циркуляции в скважине, отсутствии прохода в НКТ (роста максимально допустимого давления), не сбитии сливного клапана в НКТ во время глушения скважины, по причинам не отражённым в планах-работ, производить дальнейшие работы по специально разработанным планам-работ с указанием дополнительных технологических операций.

7. 16.6.3. СПОСОБ ДОВЕДЕНИЯ ПЕРВОЙ ПАЧКИ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ ДО ЗАБОЯ

Для месторождений с высоким газовым фактором (более 60 м³/т) и нахождением низа НКТ 100 метров и более от зоны перфорации пласта рекомендуется способ осаждения.

При осуществлении способа первая пачка закачивается в режиме циркуляции, и располагается в затрубном пространстве от уровня приема глубинного насоса (низа хвостовика) и выше. Скважина оставляется в покое на необходимое для осаждения первой пачки на забой время (время оседания, Т), продолжительность которого определяется по формуле:

(2)

где:

Н – расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;

V – скорость замещения жидкостей, м/с (согласно п.3.1.4.4. РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», введенных 1 ноября 1997 года, составляет 0,04 м/с (144 м/час)).

Для месторождений с высокой проницаемостью эксплуатируемого пласта, низкими значениями пластового давления допустима закачка блокирующей пачки в зону перфорации, при этом скважинная жидкость, находящаяся под насосом поступает в пласт.

8. 16.6.4. ПОРЯДОК ОРГАНИЗАЦИИ ПРОЦЕССА ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ И ВНУТРИСКВАЖИННЫХ РАБОТ

Геологическая служба ЦДНГ выдает пластовое давление по всем скважинам, планируемым для текущего и капитального ремонта и определяет, к какой группе и категории относится скважина.

Основываясь на информации от геологической службы, технологическая служба ЦДНГ оформляет лист глушения скважины. В листе глушения указываются все необходимые сведения по количеству циклов глушения, плотности, объему, рецептуре ЖГ.

Лист глушения прикладывается к плану заказу на ремонт скважины как неотъемлемая его часть.

Технологическая служба ЦДНГ оформляет лист глушения скважины.

В листе по глушению скважины указываются необходимые данные:

• 
  глубина скважины;
  
• 
  глубина перфорации;
  
• 
  глубина перфорации по вертикали;
  
• 
  общая глубина спуска НКТ, с указанием внутреннего и внешнего диаметра;
  
• 
  пластовое давление и дата его последнего замера (давностью не более 3-х месяцев). При отсутствии данных в План – заказе о замере пластового давления и дате замера – глушение скважины запрещается.
  
• 
  внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
  
• 
  вид жидкости глушения;
  
• 
  объем жидкости глушения;
  
• 
  удельный вес (плотность) жидкости глушения;
  
• 
  поэтапный план работ с указанием мер по охране труда и промышленной безопасности перед началом работ, скорость закачки, ожидаемые давления (рабочее и максимальное);
  
• 
  расчетное время отстоя между циклами глушения;
  
• 
  действия, в случае не достижении цели или возникновения нештатных ситуаций (отклонений работ);
  
• 
  При подготовке плана работ производиться математический расчет следующих показателей
  
• 
  расчет требуемой плотности ЖГ;
  
• 
  расчет объема ЖГ.
  

Лист глушения прикладывается к Плану заказу на ремонт скважины.

В соответствии с утвержденным листом глушения, подрядчик оформляет заявки, и организует получение раствора глушения на РУС, на котором должен быть установлен расходомер для учета объема жидкости глушения.

Управление скважинных технологий и супервайзинга организует целевые проверки по контролю соответствия технологии глушения скважин, качества применяемой ЖГ на скважине требованиям листа глушения и плана работ в соответствии со штатной численностью и определенным приоритетом.

9. 16.6.5. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

16.6.5.1.ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

При проведении работ по глушению скважин, все применяемое оборудование (манифольдные линии, лубрикаторы, соединения, дроссельные задвижки) должны иметь паспорта и акт о ревизии и опрессовке на рабочее давление в условиях механических мастерских.

При выполнении работ соблюдать действующее законодательство Республики Узбекистан, а также законодательство об охране окружающей среды, о промышленной и пожарной безопасности и иные законы, и нормативные акты, действующие на территории выполнения работ.

Технические средства, используемые для приготовления и закачке рабочих агентов, должны быть исправными. Не допускается использование неисправных технических средств.

Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, и приборы), а также с превышением рабочих параметров выше паспортных данных – запрещается.

Скважины, оборудованные забойным клапаном-отсекателем, в которых не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов, промыть с целью выхода на поверхность газированной пачки раствора.

Эксплуатация добывающих скважин происходит на глубоких депрессиях, с понижением забойного давления до 50 атмосфер и меньше, это приводит к созданию депрессионной воронки от забоя скважины к контуру питания скважины. По результатам множества проведенных ГДИ на скважинах с низко проницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластовое давление длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток.

Минимальный период восстановления Рпл по результатам ГДИ составляет 2-3 суток на коллекторах с проницаемостью более 40-50 мД.

При возникновении осложнений во время глушения или при ремонте скважин вследствие выдачи геологической службой ЦДНГ не верного пластового давления необходимо:

• 
  замерить избыточное давление;
  
• 
  пересчитать необходимую плотность ЖГ и согласовать ее с технологической службой ЦДНГ;
  
• 
  произвести повторное глушение в соответствии требований.
  

16.6.5.2.ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ ВЫШЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ

Глушение скважин в один цикл:

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры;
   
2. 
   установить специальный лубрикатор;
   
3. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата к БРС лубрикатора, используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
4. 
   при закрытой трубной (центральной) задвижке, опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
5. 
   открыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры;
   
6. 
   произвести опрессовку НКТ (при установленном обратном клапане) созданием давления согласно указанного в План – заказе. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см² за 10 минут;
   
7. 
   закрыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры и стравить давление с нагнетательной линии и лубрикатора до атмосферного;
   
8. 
   отвернуть заглушку лубрикатора, вставить в лубрикатор сбивной ломик, завернуть заглушку;
   
9. 
   открыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры, по падению давления на манометре насосного агрегата убедиться в открытии (сбитии) сбивного клапана, установленного на НКТ;
   
10. 
    закрыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры;
    
11. 
    смонтировать дроссельную задвижку к затрубной задвижке крестовины фонтанной арматуры;
    
12. 
    смонтировать выкидную линию в емкость;
    
13. 
    при закрытой затрубной задвижке, опрессовать выкидную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
    
14. 
    открыть затрубную задвижку и дальнейшие действия по герметизации затрубного пространства производить дроссельной задвижкой. Проверить наличие циркуляции;
    
15. 
    открыть трубную и дроссельную задвижки и начать закачку жидкости глушения в НКТ. После появления циркуляции создать дроссельной задвижкой противодавление равным истинному избыточному давлению;
    
16. 
    зафиксировать давление в трубном пространстве и при помощи дроссельной задвижки, поддерживаем его постоянным;
    
17. 
    производить промывку скважины до выхода жидкости глушения на устье скважины с постоянной скоростью закачки;
    
18. 
    после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной.
    
19. 
    составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
    

Глушение скважин в два цикла:

На скважинах месторождений Общества глубина спуска ЭЦН варьируется около 100 метров от зоны перфорации продуктивного пласта. При газовом факторе более 60 м³/т необходимо производить глушение двумя циклами.

Это необходимо в связи со способностью газа собираться в пузыри и во время проведения спускоподъемных операций (учитывая закон Бойля-Мариотта) при всплытии газ расширяется, и выбрасывает на устье скважины большие объемы жидкости глушения.

Объем ЖГ первого цикла закачивается в режиме циркуляции, и располагается в затрубном пространстве от уровня приема глубинного насоса (низа хвостовика) и выше. Скважина оставляется в покое на необходимое для осаждения первой пачки на забой время, продолжительность которого определяется по формуле.

Поэтому первый цикл глушения производится объемом ЖГ равным объему от приема насоса до забоя скважины. При этом скорость осаждения должна быть равной 144м/час.

1. 
   выполнить пункты с 1 по 17 в разделе 16.6.5.2.подразделе «Глушение скважин в один цикл»;
   
2. 
   после закачки расчетного объема первого цикла, остановить промывку и загерметизировать устье скважины (закрыть трубную и затрубную задвижку фонтанной арматуры);
   
3. 
   скважину оставить в покое для гравитационного замещения скважинной жидкости жидкостью глушения на расчетное время по формуле ;
   
4. 
   во время осаждения ЖГ, производить подготовительные работы для проведения второго цикла глушения;
   
5. 
   после осаждения объема первого цикла глушения, открыть трубную и затрубную задвижку и начать закачку объема ЖГ второго цикла, при этом дроссельной задвижкой регулировать величину зафиксированного трубного давления;
   
6. 
   после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
   
7. 
   составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
   

16.6.5.3. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ НИЖЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ (ПРИ ПОГЛОЩЕНИИ)

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры;
   
2. 
   установить специальный лубрикатор;
   
3. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата к БРС лубрикатора, используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
4. 
   при закрытой трубной (центральной) задвижке, опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
5. 
   открыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры;
   
6. 
   произвести опрессовку НКТ (при установленном обратном клапане) созданием давления согласно указанного в План – заказе. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см² за 10 минут;
   
7. 
   закрыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры и стравить давление с нагнетательной линии и лубрикатора до атмосферного;
   
8. 
   отвернуть заглушку лубрикатора, вставить в лубрикатор сбивной ломик, завернуть заглушку;
   
9. 
   открыть трубную (центральную) задвижку фонтанной арматуры, по падению давления на манометре насосного агрегата убедиться в открытии (сбитии) сбивного клапана, установленного на НКТ;
   
10. 
    открыть затрубную задвижку, и проверить наличие циркуляции;
    
11. 
    при отсутствии циркуляции закачать в трубное пространство, при открытых трубной и затрубной задвижках, блокирующую пачку и продолжать закачку расчетного объема жидкости глушения до появления циркуляции;
    
12. 
    остановить циркуляцию, закрыть затрубную задвижку фонтанной арматуры и закачать в трубное пространство около 1м³ жидкости, для подачи блокирующей пачки в зону поглощения;
    
13. 
    открыть затрубную задвижку и продолжить промывку скважины жидкостью глушения;
    
14. 
    после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
    
15. 
    составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
    

16.6.5.4. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН ПРИ ПОЛНОМ ОТСУТСТВИИ ЦИРКУЛЯЦИИ (ОТЛОЖЕНИЕ ПАРАФИНОВ, СОЛЕЙ)
При полном отсутствии циркуляции в скважине, восстановление циркуляции и глушение скважины производят по специально разработанным планам.
16.6.5.5. ГЛУШЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ ВЫШЕ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ

Глушение нагнетательных скважин при герметичном пакерующем устройстве:

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры;
   
2. 
   установить манометр на буферную задвижку и затрубную задвижку, замерить избыточное давление (по отсутствии давления в затрубном пространстве, удостовериться в герметичности пакера);
   
3. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата на тройник (к буферной задвижке), используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
4. 
   при закрытой трубной задвижки (буферной задвижки), опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
5. 
   смонтировать дроссельную задвижку к затрубной задвижке крестовины фонтанной арматуры;
   
6. 
   смонтировать выкидную линию в емкость;
   
7. 
   при закрытой затрубной задвижке, опрессовать выкидную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
8. 
   открыть затрубную задвижку и дальнейшие действия по герметизации затрубного пространства производить дроссельной задвижкой. Проверить наличие циркуляции;
   
9. 
   произвести закачку жидкости глушения в трубное пространство (при открытой буферной задвижке). При закачке жидкости глушения, определить по манометру увеличение/падение давления;
   
10. 
    подорвать планшайбу не срывая пакерующее устройство;
    
11. 
    установить ПВО с герметизирующим устройством;
    
12. 
    произвести срыв пакерующего устройства;
    
13. 
    пакерующее устройство привести в транспортное положение;
    
14. 
    начать закачку жидкости глушения в НКТ, при увеличении давления открыть дроссельную задвижку. После появления циркуляции создать дроссельной задвижкой противодавление равным истинному избыточному давлению;
    
15. 
    зафиксировать давление в трубном пространстве и при помощи дроссельной задвижки, поддерживаем его постоянным;
    
16. 
    производить промывку скважины до выхода жидкости глушения на устье скважины с постоянной скоростью закачки;
    
17. 
    после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
    
18. 
    составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
    

Глушение нагнетательных скважин при не герметичном пакерующем устройстве:

1. 
   выполнить пункты с 1 по 9 в разделе 16.6.5.5. подразделе «Глушение нагнетательных скважин при герметичном пакерующем устройстве»;
   
2. 
   начать закачку жидкости глушения в НКТ, при увеличении давления открыть дроссельную задвижку. После появления циркуляции создать дроссельной задвижкой противодавление равным истинному избыточному давлению;
   
3. 
   зафиксировать давление в трубном пространстве и при помощи дроссельной задвижки, поддерживаем его постоянным;
   
4. 
   производить промывку скважины до выхода жидкости глушения на устье скважины с постоянной скоростью закачки;
   
5. 
   после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
   
6. 
   составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
   

16.6.5.6. ГЛУШЕНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (ПРИ ПОЛНОМ ИЛИ ЧАСТИЧНОМ ПОГЛОЩЕНИИ)
Глушение нагнетательных скважин при герметичном пакерующем устройстве:

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры;
   
2. 
   установить манометр на буферную задвижку и затрубную задвижку, замерить избыточное давление (по отсутствии давления в затрубном пространстве, удостовериться в герметичности пакера);
   
3. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата на тройник (к буферной задвижке), используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
4. 
   при закрытой трубной задвижки (буферной задвижки), опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
5. 
   открыть затрубную задвижку, и проверить наличие циркуляции;
   
6. 
   закачать в трубное пространство, при открытых трубной и затрубной задвижках, блокирующую пачку и продолжать закачку расчетного объема жидкости глушения до появления постоянного давления в трубном пространстве;
   
7. 
   остановить циркуляцию, закрыть затрубную задвижку фонтанной арматуры и закачать в трубное пространство около 1м³ жидкости, для подачи блокирующей пачки в зону поглощения;
   
8. 
   подорвать планшайбу не срывая пакерующее устройство;
   
9. 
   установить ПВО с герметизирующим устройством;
   
10. 
    произвести срыв пакерующего устройства;
    
11. 
    пакерующее устройство привести в транспортное положение;
    
12. 
    открыть затрубную задвижку и продолжить промывку скважины жидкостью глушения;
    
13. 
    после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
    
14. 
    составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
    

Глушение нагнетательных скважин при не герметичном пакерующем устройстве:

1. 
   выполнить пункты с 1 по 7 в разделе 16.6.5.6. подразделе «Глушение нагнетательных скважин при герметичном пакерующем устройстве»;
   
2. 
   открыть затрубную задвижку и продолжить промывку скважины жидкостью глушения;
   
3. 
   после выхода жидкости глушения из скважины остановить промывку и проверить наличие перелива на устье скважины. Если перелива нет, то скважина является заглушенной;
   
4. 
   составить акт на глушение скважины. Приступить к ремонту скважины.
   

16.6.5.7. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Глушение скважин после проведения ГРП, где после проведения работ по распакеровке не наблюдается поглощение промывочной жидкости, производится следующим образом:

1. 
   перед глушением скважины (простимулированной ГРП после нормализации забоя и освоения методом ГНКТ) при наличии избыточного давления, произвести ее разрядку;
   
2. 
   основанием для окончания разрядки является снижение пластового давления до расчетной плотности раствора глушения определенной планом-заданием или стабилизации притока и давления;
   
3. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры и арматуры ГРП;
   
4. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата на затрубную задвижку, используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
5. 
   при закрытой затрубной задвижки, опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
6. 
   навернуть на подъемный патрубок арматуры ГРП промывочный вертлюг и подсоединить к нему шланг высокого давления, обвязать шланг через кран высокого давления с манометром на технологическую емкость бригады ТиКРС, освоения. Кран высокого давления с манометром должен быть установлен между двумя жесткими линиями обвязки;
   
7. 
   в случае использования пакера с циркуляционным клапаном необходимо:
   

1. 
   произвести открытие циркуляционных окон созданием нагрузки на пакер, согласно инструкции завода – изготовителя;
   
2. 
   произвести интенсивную промывку скважины в затрубное пространство не менее 2-х объемов колонны НКТ либо до выхода из НКТ жидкости глушения, объем и плотность ЖГ должны указываться в Плане-работ;
   
3. 
   составить акт на глушение скважины;
   
4. 
   снизить давления в трубном и затрубном пространствах до атмосферного, произвести срыв и подъем пакера;
   

8. 
   в случае использования пакера без циркуляционного клапана или в ситуации, когда циркуляционный клапан не сработал (не открылся) произвести следующие действия:
   

1. 
   при закрытом кране высокого давления на жесткой линии манифольда, открыть задвижку арматуры ГРП, зафиксировать избыточное давление и открыть кран высокого давления;
   
2. 
   постоянно поддерживая давление в затрубном пространстве 30 – 50 атм., выбрать вес колонны НКТ, и движением подвески вверх (приблизительно 1 – 3 м, величина подъема определяется на месте) сорвать пакер при открытой задвижке арматуры ГРП (открыть сообщение между трубным и затрубным пространством);
   
3. 
   произвести интенсивную промывку скважины в затрубное пространство не менее 2-х объемов колонны НКТ либо до выхода из НКТ жидкости глушения, объем и плотность ЖГ должны указываться в Плане-работ;
   
4. 
   составить акт на глушение скважины;
   
5. 
   снизить давления в трубном и затрубном пространствах до атмосферного, произвести подъем пакера.
   

Глушение скважин после проведения ГРП, где после проведения работ по распакеровке наблюдается поглощение промывочной жидкости, производится следующим образом:
Установка блокирующего состава:

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры;
   
2. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата на дублирующую (буферную) задвижку, используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
3. 
   при закрытой дублирующей задвижке опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
4. 
   закачать в трубы НКТ буферную жидкость в объеме 1м³;
   
5. 
   закачать в трубы НКТ блокирующую пачку в расчетном объеме;
   
6. 
   произвести продавку блок пачки в трубную задвижку жидкостью глушения в объеме не больше объема внутреннего пространства НКТ;
   

Объем продавки блокирующих составов определяется по формуле:

где:

D_вн – внутренний диаметр НКТ, м;

H_сп – глубина спуска пакера ГРП, м;

7. 
   анализируя изменение давления при закачке блок пачки и объема прокачиваемой жидкости убедится, что блокирующая пачка зашла в зону поглощения призабойной зоны пласта (при постоянном росте давления дождаться стабилизации давления);
   
8. 
   после проведения работ по установке блокирующей пачки закрыть дублирующую (буферную) задвижку и произвести выдержку по времени для определения избыточного давления в трубном пространстве;
   
9. 
   после стабилизации величины трубного давления определяем плотность жидкости глушения по формуле ;
   

Глушение скважины:

1. 
   проверить исправность задвижек фонтанной арматуры и арматуры ГРП;
   
2. 
   смонтировать нагнетательную линию насосного агрегата на затрубную задвижку, используя не менее 4 (четырех) шарнирных соединений;
   
3. 
   при закрытой затрубной задвижки, опрессовать нагнетательную линию на 1,5 кратное давление от ожидаемого;
   
4. 
   навернуть на подъемный патрубок арматуры ГРП промывочный вертлюг и подсоединить к нему шланг высокого давления, обвязать шланг через кран высокого давления с манометром на технологическую емкость бригады КРС, освоения. Кран высокого давления с манометром должен быть установлен между двумя жесткими линиями обвязки;
   
5. 
   произвести распакеровку пакера;
   
6. 
   при открытых (буферной и затрубной) задвижках, начать закачку жидкости глушения;
   
7. 
   после проведения промывки скважины убедиться в отсутствии поглощения при остановке насоса (в случае отсутствия поглощения можно сделать вывод о правильной установке блокирующей пачки и выбранной плотности жидкости глушения);
   
8. 
   составить акт на глушение скважины;
   
9. 
   снизить давления в трубном и затрубном пространствах до атмосферного, произвести подъем пакера.
   

При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность жидкости глушения по формуле , провести повторное глушение скважины, как на скважинах с пластовым давлением выше гидростатического давления, учитывая, что закачку жидкости глушения необходимо проводить через затрубную задвижку, а дроссельную задвижку для создания противодавления устанавливать на трубную задвижку фонтанной арматуры.

Процесс глушения может проводится и в трубное пространство скважины без срыва пакера ГРП, при условии соответствия расчетного удельного веса жидкости и удельного веса жидкости в кольцевом пространстве надпакерной зоны.

Бригадам ТиКРС, после проведения ГРП, при нештатных работах по срыву пакера, стингера (конектора), перед торпедированием и срывом пакера (стингера, конектора), необходимо соблюдать алгоритм работ:

1. Убедиться в отсутствии первых признаков ГНВП в трубном и затрубном пространстве;

2. Произвести глушение расчётным объёмом и плотностью согласно листа глушения в трубное пространство;

3. Убедившись в отсутствии первых признаков ГНВП, демонтировать Фрак арматуру ГРП и переходную катушку (ГУ 700 либо аналог) входящую в комплект фрак арматуры ГРП;

4. Установить ПВО, опрессовать с оформлением акта (вкладка «Акты на опрессовку ПВО») и регистрацией в Вахтовом журнале;

5. На превентор установить переходную катушку (ГУ 700 либо аналог), опрессовать переходную катушку на максимально ожидаемое давление с регистрацией в Вахтовом журнале;

6. Подрядчику по ГФР смонтировать оборудование, согласно утвержденной схемы установки ПВО на устье скважины, опрессовать с оформлением акта (вкладка «Акты на опрессовку ПВО») и регистрацией в Вахтовом журнале, провести торпедирование;

7. Подрядчику по ГФР демонтировать оборудование;

8. Произвести срыв пакера, коннектора (стингера) с навёрнутым на НКТ запорной компоновкой (соответствующим лифту НКТ) либо фрак-арматуры ГРП;

9. Провести глушение скважины на циркуляцию, согласно требований Плана-работ;

10. Поднять НКТ 10 штук с непрерывным доливом и визуальным контролем уровня жидкости на устье (при необходимости провести промывку раствором глушения);

11. Перед проведением демонтажа переходной катушки (ГУ 700 либо аналог) убедиться в отсутствии перетоков, провести замер ГВС с помощью газоанализатора;

12. Демонтировать переходную катушку (ГУ 700 либо аналог) с превентора;

Дальнейшие работы производить согласно утверждённого Плана-работ.
16.6.5.8. УСТАНОВКА ПРЕВЕНТОРА ПОСЛЕ СРЫВА ПАКЕРА ГРП И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ
Персоналу бригад ТКРС, после срыва пакера ГРП и глушения необходимо при установке превентора соблюдать необходимый алгоритм работ:

1. Подготовить запорную компоновку по типоразмеру НКТ в скважине (навернуть муфту на дистанционный патрубок (при необходимости));

2. Убедиться в отсутствии первых признаков ГНВП в трубном и затрубном пространстве;

3. Отсоединить (открутить шпильки) герметизирующую катушки от фланца крестовины фонтанной арматуры;

4. Отвернуть, и демонтировать арматуру ГРП;

5. Демонтировать герметизирующую катушку;

6. Навернуть запорную компоновку превентора (заблаговременно подготовить);

7. Установить превентор, через запорную компоновку, закрепить на все шпильки, установить штурвалы;

9. Опрессовать превентор;

10. Дальнейшие работы проводить согласно плана-работ.