диплом. Предупреждение и ликвидация поглощений при строительстве наклоннонаправленных скважин Шарканского месторождения ур
 Скачать 1.23 Mb.
|
2.8. Испытание скважины.2.8.1 Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колоннеНастоящий раздел разработан в соответствии с «Инструкцией…», «Технологическим регламентом на проектирование ми строительство скважин (освоение и испытание скважин) и другими руководящими документами, приведенными в списке литературы, а также с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». В соответствии с п. 9 «Задание на проектирование…» (см. приложение № 1 к проекту) в проекте предусматривается испытание в эксплуатационной колонне двух объектов: C2b + C2vr в инт. 1230-1245 + 1180-1190 м. Испытание объекта предусматривается с передвижной установки типа А-50 или А-60/80 и др. На момент проведения работ по вторичному вскрытию и испытанию первого объекта эксплуатационная колонна заполнена тех. водой, оставшейся после ее испытания на герметичность (опрессовки). Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится после проведения настоящим проектом геофизических исследований в колонне, перфорацией эксплуатационной колонны при репрессии на пласт по плану, утвержденному техническим руководителем бурового предприятия и согласованным с Заказчиком, а также геофизической организацией (Подрядчиком), осуществляющей перфорацию эксплуатационной колонны в соответствии с п. 305, 1105 «Правил безопасности…». В соответствии с п.296, 297 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» устье скважины перед перфорацией оборудывается превенторной установкой по схеме, разработанной УБР и согласованной с территориальными службами Ростехнадзора и ПФВЧ. После установки на устье превентор опрессовывается водой (совместно с эксплуатационной колонной) на давление опрессовки эксплуатационной колонны. В проекте для проведения перфорации на репрессии принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2.2-156х21 по ТУ 3661-023-27005283-98. При отсутствии данного типа малогабаритного ПВО используются другие типы малогабаритных превенторов или устройств герметизации устья скважины при проведении ПВР (прострелочно-взрывных работ) при согласовании с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. Перед вторичным вскрытием продуктивного пласта на репрессии эксплуатационная колонна должна быть заполнена не содержащей твердой фазы жидкостью, плотность которой должна обеспечить создание минимального противодавления на вскрываемый пласт в соответствии с требованиями п.210 «Правил безопасности…». Для заполнения эксплуатационной колонны перед вторичным вскрытием продуктивного пласта используют водные растворы солей натрия, калия, кальция. Во всех случаях интервал перфорации колонны должен быть заполнен перфорационной жидкостью, обеспечивающей максимальное сохранение или улучшение фильтрационных свойств продуктивного пласта. Настоящим проектом предусматривается заполнение всей эксплуатационной колонны от исскуственного забоя до устья водным раствором хлористого калия модифицированного ПАВ (гидрофобизатор-дэмульгатор). Плотность раствора хлористого калия определяется в соответствии с п. 210 «Правил безопасности…» с учетом глубины залегания объекта и величины пластового давления и равна для объектов: C2b + C2vr – 1,05 г/см3 В соответствии с п.20 «Задание на проектирование» (Приложение 1 проекта) в качестве основного проектного варианта вторичное вскрытие продуктивного пласта предусматривается гидромеханическим щелевым перфоратором ПГМЩ 140/146-1, спускаемым на НКТ. Параметры перфорации приведены в таблице 4.19 проекта. Подготовительные работы и перфорация эксплуатационной колонны гидромеханическим щелевым перфоратором производится бригадой освоения при непосредственном участии представителя ООО «Пром-Текс». Перед перфорацией первого объекта необходимо произвести шаблонирование эксплуатационной колонны и заменить техническую воду на солевой раствор КСI c ПАВ. Одновременно с шаблоном в нижней части НКТ спускается седло опрессовочного клапана до искусственного забоя производится полная замена технической воды на солевой раствор КСI c ПАВ, после чего колонна НКТ-73 опрессовывается на давление 170 кгс/см2 , после чего колонну НКТ подымается из скважины. Проведение работ по СПО НКТ при вскрытом перфорацией объекте в соответствии с пунктом 2.9.1. Правил осуществляется с установленным на устье скважины малогабаритным ПВО ПМТ2.2-156х21. Замена технической воды на солевой раствор, опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М. После перфорации объекта в эксплуатационной колонне производится интенсификация притока нефти см. п.20 «Задание на проектирование…» Для интенсификации притока нефти из продуктивных пластов производится спуск НКТ-73х5,5. Глубина спуска НКТ для проведения интенсификации притока кислотной обработкой – до нижних отверстий интервала перфорации. Низ колонны НКТ-73, спускаемой в скважину для интенсификации и вызова притока оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50 мм для предотвращения падения сваба ( в случае обрыва). После спуска НКТ производится промывка скважины на соленом растворе КСI с вымывом забойной пачки и выравниванием плотности раствора. Производится технологический отстой в течении 2-х часов, и при отсутствии перелива или поглощения производится демонтаж малогабаритного ПВО (ПМТ2.2- 156х21). После демонтажа превентора, устье скважины обвязывают фонтанной арматурой (ФА) с лубрикатором, выкидными линиями и наземными трубопроводами с емкостями и с ЦА-320 для проведения интенсификации притока и освоения объекта. Производятся работы по интенсификации притока, а затем вызов притока из пласта; порядок работы по вызову притока нефти из пласта приведен в подразделе проекта. На основании анализов существующих методов вызова притока жидкости из пласта и с учетом п.20 «Задания на проектирование…» в качестве основного решения в данном проекте принято создание проектной депрессии на пласт замены перфорирующей жидкости на техническую воду и снижением уровня методом свабирования. Резервным вариантом используются другие способы вызова притока из пластов не противоречащие требованиям «Правил безопасности…» (компрессирование, пенные системы, использование струйных насосов и др.) Для проведения вызова притока нефти из пластов свабированием производится приподъем колонны НКТ-73 на 5 м выше интервала перфорации, производится замена солевого раствора на техническую воду. По окончании вызова притока и проведения гидродинамических исследований на трех режимах: - при получении проектного притока нефти производится глушение объекта, установка изоляционного моста либо взрывного пакера и переход на испытание следующего «снизу-вверх» объекта, при этом половина объема раствора хлористого калия после испытания и глушения используется повторно для испытания объектов на других скважинах, что учитывается в смете при расчете затрат; 2.8.1.1. Интенсификация притока нефти в скважинуВ соответствии с предполагаемыми физико-механическими свойствами малодебитных коллекторов, с целью увеличения притока нефти и учета максимальных затрат при освоении, предусматривается проведение всех вскрываемых объектов до вызова притока. Необходимость проведения интенсификации притока нефти для каждого объекта и уточнение метода и технологии, а также времени ее проведения (до или после вызова притока) производится геологическими службами недропользователя предприятия по результатам геофизических, гидродинамических и прочих исследований. В соответствии с геологической характеристикой пластов: C2b, C2vr предусматривается на первом этапе установка солянокислотной ванны (СКВ), на втором этапе комплексная обработка пласта (СКО) с задавкой раствора КСПЭО-2 в пласт на НКТ с пакером. Все работы по СПО НКТ при интенсификации притока должны производится при установленном и обвязанном на устье малогабаритном ПВО, а работы по промывкам, закачкам кислотных растворов – при установленном и обвязанном на устье . Солянокислотная обработка зоны перфорации производится сразу же после перфорации эксплуатационной колонны в интервале залегания проектного объекта или по решению геологических служб Заказчика и Подрядчика после испытания – вызова притока (резервный вариант). 2.8.2.2. Гидродинамические исследования и исходные данные для расчета затрат при освоенииПо окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны объекта в скважине производятся гидродинамические исследования в 1/10 скважине для определения типа насоса и КВД (КВУ) для определения Рпл, построение индикаторной диаграммы (ИК), отбор глубинных и поверхностных проб пластового флюида на ФХА. В случае непереливающего притока выполнить ГДИ методом восстановления давления, переливающего - методом установившихся отборов, при наличии необходимых условий - выполнить отбор глубинных проб. Затем производится глушение скважины солевым раствором хлористого калия – плотность в соответствии с выданным пластовым давлением. При отсутствии раствора КCl в качестве резервного варианта используются другие растворы, сохраняющие коллекторские свойства пласта. Глушение скважины производится в соответствии с п. 3.1.4 РД 153-39-023-97 путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения. По истечении 1-2 час. при отсутствии переливов скважина считается заглушенной. После проведения работ по испытанию объекта и операции глушения производится перевод скважины на насосный способ эксплуатации. Скважинные жидкости и пластовые флюиды, собираемые в накопительных емкостях, после испытания объекта вывозятся в место утилизации, согласованное с НГДУ. Перевод скважины на механизированный способ эксплуатации В проекте для учета максимальных затрат предусматривается перевод скважины на механизированный способ эксплуатации глубинными насосами ЭЦН. Максимально возможная глубина спуска насоса (ЭЦН) принимается из следующих условий: • прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть достаточной на смятие избыточным наружным давлением; • нагрузка на заколонное цементное кольцо должна быть менее допустимой (1,5 МПа/м); • забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом. Проектная глубина спуска ЭЦН: – 950-1100 м – по вертикали (1038-1160 м – по стволу); В процессе освоения скважины и проведения исследований, глубина спуска ЭЦН должна быть уточнена геологической службой Заказчика и изменена в зависимости от конкретного профиля скважины. С учетом обеспечения достаточного запаса прочности на смятие колонны, расчет ее в проекте произведен по максимально возможной глубине спуска ЭЦН с учетом снижения уровня жидкости в колонне на 960 м по стволу. В проекте для спуска насоса ЭЦН приняты НКТ по ГОСТ 632-80 гладкие ∅ 73х5,5 мм. Параметры НКТ приведены в таблице 10.4. Перед спуском ЭЦН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором ПМТ2.2-156х21 с использованием трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора. Затем скважина шаблонируется спуском шаблона на НКТ 73 мм до глубины 1190 м. Диаметр шаблона - не менее диаметра насоса и двигателя, длина – равной длине насоса и не менее 10 м. Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клапана и после допуска до проектной глубины спуска производится опрессовка НКТ на 100 кгс/см2 . Опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М. После спуска ЭЦН производится опрессовка НКТ на 100 кгс/см2 и кабельного ввода на 40 кгс/см2 . Спуск насоса производится в соответствии с требованиями технической эксплуатации выбранного типа насоса. Таблица 53. Исходные данные для расчета колонны НКТ
Таблица 54. Характеристика жидкостей и составляющие их компоненты для установки цементного моста в колонне
Таблица 55. Продолжительность работы агрегатов при испытании скважины
Таблица 56. Потребное количество материалов для испытания (освоения) скважины в обсадной колонне
Продолжение таблицы 56.
Окончание таблица 56.
Таблица 57. Потребное количество материалов для интенсификации продуктивного пласта
Таблица 58. Пробеги техники при испытании объектов в эксплуатационной колонне
Таблица 59. Сводная таблица затрат при испытании объекта в эксплуатационной колонне
Продолжение таблицы 59.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||