Курсовая работа по заканчиванию скважин. Проект заканчивания эксплуатационной наклоннонаправленной скважины глубиной 1926м на C. Альметьевской площади

• Название: Проект заканчивания эксплуатационной наклоннонаправленной скважины глубиной 1926м на C. Альметьевской площади
• Анкор: Курсовая работа по заканчиванию скважин
• Дата: 27.03.2022
• Размер: 1.79 Mb.
• Имя файла: kursovaya_Zakanchivanie_skvazhin_.docx
• Тип: Курсовой проект; #419587
• страница: 5 из 5

Тип I – конструкция забоя закрытого типа, рекомендуется, как базовый для крепления неустойчивых пород верейского и бобриковского горизонтов, а также для неоднородных пород с близкорасположенными водоносными горизонтами терригенного девона.

Крепление скважин желательно производить по технологии двухступенчатого цементирования с установкой выше продуктивного пласта муфты ступенчатого цементирования (МСЦ) или пакера двухступенчатого и манжетного цементирования (ПДМ).

Тип II – конструкция забоя закрытого типа с установкой в интервале продуктивного пласта профильного перекрывателя – ОЛКС – 216. Такая конструкция рекомендуется для верейского горизонта, имеющего низкое значение пористости (12%) и проницаемости (0,035 мкм²). После установки ПП – ОЛКС – 216 производится спуск эксплуатационной колонны до забоя и цементируется по принятой в УБР технологии.

Тип III – конструкция забоя закрытого типа с установкой в интервале продуктивного горизонта профильного перекрывателя ОЛКС – 140; рекомендуется для терригенного девона и бобриковского горизонта с целью предотвращения блокирования проницаемых каналов буровым и цементным раствором.

Крепление скважины, пробуренной до кровли продуктивного пласта производится по технологии цементирования, принятой в УБР, а в интервале продуктивного пласта – устанавливается профильный перекрыватель.

Тип IV – конструкция забоя закрытого типа рекомендуется для вторичного вскрытия пластов (верейского, бобриковского и терригенного девона) в щадящем режиме. Крепление скважин, пробуренных на эти горизонты желательно производить по схеме двухступенчатого цементирования, используя МСЦ (ПДМ). В интервале продуктивного горизонта в составе эксплуатационной колонны устанавливается фильтр с кислоторастворимыми заглушками.

Тип V – конструкция забоя закрытого типа с установкой в интервале продуктивного горизонта цементируемого «хвостовика» соответствующего диаметра. Рекомендуется для бобриковского горизонта и терригенного девона.

Тип VI – конструкция забоя с установкой в интервале продуктивного пласта оборудования для селективной изоляции.

Такая конструкция применяется с целью исключения отрицательного воздействия тампонажного раствора на продуктивный пласт, при наличии водоносных интервалов над продуктивным пластом и под ним при толщине нефтеносного пласта не менее 3 м, при отсутствии каверн в интервале установки и интенсивности набора кривизны не более 2⁰ на 10 м. Возможна установка оборудования для селективной изоляции верхних продуктивных пластов, т.е. для их консервации. Рекомендуется для турнейского, башкирского и серпуховского горизонтов.

Тип VII – конструкция забоев открытого типа для всех прочных и устойчивых продуктивных пластов при двухстадийном строительстве, когда до кровли продуктивного пласта спускается и цементируется эксплуатационная колонна, продуктивный пласт вскрывается долотом меньшего диаметра без его последующего цементирования.

Тип VIII – конструкция забоя с установкой в интервале продуктивного горизонта нецементируемого «хвостовика» соответствующего диаметра. Рекомендуется для турнейского горизонта.

Исходя из всего вышесказанного, предлагается использовать конструкцию забоя типа I.

Технология крепления включает двухступенчатое цементирование эксплуатационной колонны с установкой муфты МСЦ. Муфты следует размещать обязательно против устойчивых не проницаемых пород в интервале с номинальным диаметром скважины.

В нашем случае установку муфты для ступенчатого цементирования определяется по формуле:



Z_пл- глубина кровли проявляющего пласта.



Раствор получаемый после затворения тампонажного цемента (материала) водой, обработанной химическими реагентами для повышения качества раствора и камня или облегчения проведения технологического процесса, называют тампонажным. Тампонажным раствором применяют для разобщения пластов в самых различных геологотехнических условий: от 15 до 250⁰С и от 1,5 до 200МПа в колоннах заколонного пространства размером от нескольких сот до нескольких размеров миллиметров до 0,5м, в каналах от нескольких тысяч метров при наличии самых разнообразных пород в разрезе скважины.

Тампонажный цемент могут быть классифицированы по следующим признакам:

1. 
   по вещественному составу: без добавок и сдобавками;
   
2. 
   по температуре применения: для низких температур (ниже +15⁰С); для нормальных температур (от +15 до +50⁰С); для умеренных температур (от +50 до +100⁰С); для повышенных (от +100 до +150⁰С); для высоких (+150 до 200⁰С); для сверх высоких температур ( от +250⁰С);
   
3. 
   по плотности: легкие (ниже 1400кг/м³) ; облегченные (1400-1650кг/м³); нормальные (1650-1950кг/м³); утяжеленные (1950-2300кг/м³); тяжелые (выше 2300кг/м³).
   
4. 
   по устойчивости: устойчивые только к хлоркальциевым, натриевым водам; устойчивые к сульфатным водам; устойчивых в кислотных водах; магнезиольным водам, полимениральным водам.
   

Исходя из выше изложенного выбираем тампонажный материал порландцемент для холодных скважин, так как на забое температура 40⁰С.

Портландцемент – важнейшее миниральновяжущее вещество. Портландцемент обладает: высокой скоростью твердение; водостойкостью, способностью твердеть как на воздухе, так и под водой; способ затвердевать с соответствующим требованиями на практике скоростью в широком диапозоне температур окружающей среды; хорошей сочетаемостью с различными наполнителями и арматурой; долговечностью затвердеванию материалов при разнообразных условиях окружающей среды.

7.Расчет цементирования эксплуатационной колонны.

Будем рассчитывать цементирование экс. колонны. Одноступенчатый способ цементирования наиболее распространен. При этом способе в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

Расход материалов. Объем цементного раствора, необходимый для цементирования.
Vцр = VI + VII + VIII
I-го интервала:
VI = π hI (r2вн/к-r2экс),
где rвн/к – внутренний диаметр кондуктора; r2 – диаметр экс. колонны

.

VI = 3.14*349(0,3052-0,1682) = 71.01 м3.
II-го интервала:
VII = π hII (r2дол-r2экс),
VII = 3.14*1814(0,2152-0,1682) = 206.77 м3
III-го интервала:
VIII = π hст r2вн\экс-r2,
VIII = 3.14*10*0,1502 = 0.706 м3
Vцр = 71.01 + 206.77 + 0.706=278.48 м3

Для приготовления такого объема цементного раствора требуется сухого цемента:
Gц =ρц /1+m,
где m – водоцементное отношение = 0,4 – 0,5. К2 – коэффициент, учитывающий потери = 1,05.
Gц = 1800/(1+0,5)=1200 кг

Определим объем воды для приготовления цементного раствора:
Vв = mц*m*K2.
Vв = 1,05*278.48*1200 = 350/88 м3.
Определим объем буферной жидкости:
Vбуф = π hбуф (r2дол-r2экс),




Vпр = 3.14*100 (0,2152-0,1682) = 5.56м3
Определим объем продавочной жидкости:
Vпрод = π*L* r2вн\экс
Vпрод = 3.14*1814*0.1502 =128.15 м3
Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:
P1 = L*q(qц.р. –qпрод)
Р1 = 1814*9.8(1800-1100) = 12.2 МПа.
P2 = 0.01*L+0.8
Р2 = 0.01*1814*0.8 = 0.98 МПа.
Pmax = 12.2+0.98 = 13.18МПа.
Определим число цементировочных агрегатов n для закачки продавочной жидкости:

n = π/4(Dc2*d-Dэкс2)w/Q
n = 0,785(1.1*0,2152-0,1682)1.9/0.752 = 1,04м2.

Подача и давление, разеваемое цементировочными агрегатами
Таблица 7.1

Тип агрегата	Скорость	Диаметр втулки, мм
		100 110 115(120) 125 140
ЦА-320	I II III IV	1,4/40 2,5/32 4,8/16 8,6/9	-/- -/- -/- -/-	1,7/32 3,2/26 6,0/14 10,7/8	2,3/24 4,3/19 8,7/10,7 14,5/6		-/- -/- -/- -/-
ЗЦА-400А	I II III IV	-/- -/- -/- -/-	6,6/40 9,5/27 14,1/18 19,5/13	-/- -/- -/- -/-		8,8/30 12,6/21 18,6/14 23,4/10	11,2/23 16,1/16 23,8/11 33,0/8
4АН-700	I II III IV	6,0/70 8,3/51 11,6/36 14,6/29	-/- -/- -/- -/-	9,0/47 12,3/34 17,3/24 22,0/19		-/- -/- -/- -/-	-/- -/- -/- -/-

Выбираем цементировочный агрегат ЦА – 320. При диаметре втулок 125 мм на IV скорости QIV = 14,5 дм3/с; p=7.6МПа.

Число агрегатов:

Вместимость одного мерного бака ЦА – 320 составляет 6,4м3, поэтому для закачки буферной жидкости выбираем два агрегата.

Определим число агрегатов для закачки цементного раствора:
N = 2m = 2*1=2.
8.Обоснование выбора способов контроля качества цементирования эксплуатационной колонны

Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, водопроявлений.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.

Качество цементирования оценивают следующими показателями:

1) высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве;

2) полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором;

3) равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве;

4) сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины;

5) герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубного пространства.

Высота подъёматампонажного раствора в затрубном пространстве определяется с помощью методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии, а также визуально при его закачке.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяем акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;

- оценить состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых
случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценить степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.

На практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн до начала опробования скважины оценивают по косвенным показателям, которые получают с помощью геофизических методов, использование которых ограничено тем, что обсадная колонна магнитно непроницаема. К числу таких методов относятся: термический метод, им определяется высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной методом термокаротажа, который основан на принципе измерения температурных аномалий в цементируемой колонне с помощью электротермометра; радиоактивный метод, им определяется положение цементного раствора или камня, который предварительно активирован радиоактивными изотопами, в затрубном пространстве скважины; акустический метод основан на использовании зависимости интенсивности затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.

После истечения установленного времени ожидания затвердевания цементного раствора и проверки качества цементирования геофизическими способами обсадная колонна подвергается испытанию на герметичность и прочность. Герметичность и прочность обсадной колонны проверяют созданием внутреннего или избыточного внешнего давления путем нагнетания в колонну жидкости или газа. Кондуктор, как правило, испытывают путем создания избыточного внутреннего гидравлического давления, а эксплуатационная колонна двумя способами: созданием внутреннего избыточного давления; снижением уровня жидкости в колонне. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством

цементировочной головки к исследуемой колонне.

После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 15 МПа.

После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии.

9.Выбор способа освоения скважины, организация этого процесса.

В соответствии с заданием на проектирование, при строительстве скважин по данному проекту возможны варианты вторичного вскрытия и освоения скважин.

Основной вариант:

- перфорация объекта производится с применением в качестве перфорационной жидкости кислотной перфорационной среды (КПС), представляющей собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-350 (состав перфорационный кислый). В качестве жидкости глушения используется поверхностно-активный кислотный раствор (ПАКР), представляющей собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-150 (состав перфорационный кислый);

- вызов притока производится струйным насосом УГИС;

По окончании работ по освоению скважины через УГИС в интервал пласта закачивается КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350). В интервал выше пласта через УГИС в качестве жидкости глушения закачивается ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150).

Порядок работ при освоении скважин и их продолжительность приведены в таблице 4.2 данного раздела.

Дополнительные варианты (приводятся справочно):

Вариант 1. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вы зова притока струйным насосом УГИС по основному варианту.

• 
  производится глинокислотная обработка призабойной зоны пласта через колонну НКТ и струйный насос;
  
• 
  производится вызов притока струйным насосом УГИС;
  
• 
  по окончании работ по освоению скважины через УГИС в интервал пласта закачивается перфорационная жидкость КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350). В интервал выше пласта через УГИС в качестве жидкости глушения закачивается ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150).
  

Вариант 2. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вы зова

- притока струйным насосом УГИС по основному варианту.

• 
  производится подъём УГИС из скважины;
  
• 
  в скважину спускается колонна НКТ – низ воронка;
  
• 
  производится глинокислотная обработка призабойной зоны пласта через колонну НКТ;
  
• 
  производится вызов притока снижением уровня свабированием;
  
• 
  по окончании работ по освоению скважины закачиванием раствора ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150) через колонну НКТ производится глушение скважины, и в интервал пласта закачивается перфорационная жидкость КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350).
  

Вариант 3. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вызова притока по основному и вышеназванным дополнительным вариантам.

• 
  по решению геологической службы заказчика (по результатам геофизических исследований), возможно проведение глубокопроникающего гидроразрыва пласта, как наиболее технологически эффективного способа интенсификации притока нефти из низкопроницаемых неравномерно заглинизированных пластов-коллекторов. Работы по гидроразрыву пласта выполняются в соответствии с регламентом РД «Технологический регламент на проведение работ по интенсификации притока методом гидроразрыва пласта в процессе строительства и капитального ремонта. В случае применения технологических решений при освоении скважины, входящих в дополнительные варианты и решений не входящих в проект (тип перфоратора, способ вызова притока, интенсификация притока и т.д.) и согласованных с заказчиком, а при необходимости с органами Госгортехнадзора, финансирование выполненных объёмов работ производится по исполнительным сметным расчётам.
  

9.1.Вторичное вскрытие продуктивного горизонта (перфорация)

Освоение объекта производится с передвижной установки А-50.

При проведении работ по вторичному вскрытию пласта устье скважины оборудуется превенторной установкой по утверждённой схеме. Принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ПМТК 12521. Допускается использование других типов малогабаритных превенторов (например ППМ 80-210.000) или устройств герметизации устья при перфорации при согласовании с органами надзора. После установки на устье, превентор и устье скважины опрессовываются водой (при отрицательных температурах воздуха – незамерзающей жидкостью) давлением 125 кгс/см² для добывающих скважин и

200 кгс/см² для нагнетательных скважин.

Для замены бурового раствора на перфорационную жидкость и жидкость глушения в скважину до забоя спускается колонна НКТ и осуществляется перевод скважины на техническую воду с промывкой скважины до чистой воды. Производится опрессовка эксплуатационной колонны.

После опрессовки эксплуатационной колонны в скважину закачиваются технологические жидкости. В интервале 2954 – 3000 устье скважины размещается ПАКР (поверхностно-активный кислотный раствор). Плотность раствора ПАКР для объекта перфорации определяется в соответствии с п.2.7.3.3. и п.2.11.2. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» с учётом глубины залегания объекта и величины пластового давления и должна быть равна 1,06 г/см³ . Поверхностно-активный кислотный раствор плотностью 1,06 г/см³ представляет собой водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800» с добавлением состава СПК-150 (состав перфорационный кислый). Для приготовления 1 м³ перфорационной жидкости требуется следующее количество компонентов: сильвинит молотый «Лиман-800» СПК-150 - 15 кг. Перфорационная жидкость в объёме 3,0 м³ размещается в интервале 3186-2954 м (искусственный забой – 150 м выше интервала перфорации). Перфорационная жидкость плотностью 1,10 г/см³ представляет собой водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800»

с добавлением состава СПК-350 (состав перфорационный кислый). Для приготовления 1 м³ перфорационной жидкости требуется следующее количество компонентов: сильвинит молотый «Лиман-800» -165 кг, СПК-350 - 50 кг.

После закачивания в скважину технологических жидкостей производится подъём из скважины колонны НКТ.

Осуществляется комплекс геофизических исследований в эксплуатационной колонне.

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. В качестве основного типа перфоратора принят корпусной кумулятивный перфоратор типа ЗПКО-89DN-01.

9.2Вызов притока с помощью струйного насоса УГИС

Устройство типа УГИС состоит из корпуса со встроенным струйным насосом, имеющего проходной канал диаметром 51 мм, и набора функциональных вставок, спускаемых на кабеле. УГИС позволяет создавать на пласты депрессию, осуществлять воздействие на пласты жидкими реагентами, проводить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пласта ультразвуковым генератором и перфорацию малогабаритными перфораторами во время работы УГИС, производить измерение гидродинамических параметров пласта. Насос работает в паре с установленным ниже него пакером. Работа струйного насоса возможна, когда напорный и всасывающий клапан разобщены и ток жидкости происходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок. Действие насоса (депрессия на пласты) создаётся только в подпакерной зоне, по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление. Рекомендуемая величина депрессии при вызове притока - 120 кгс/см².

Типовая компоновка устройства состоит (снизу вверх):

• 
  воронка (расширитель), устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта;
  
• 
  хвостовик (НКТ диаметром 73 мм);
  
• 
  пакер;
  
• 
  одна или несколько труб НКТ диаметром 73 мм;
  
• 
  струйный насос;
  
• 
  НКТ диаметром 73 мм до устья;
  
• 
  устье скважины оборудуется превентором, фонтанной арматурой и лубрикатором.
  

При спуске УГИС трубы шаблонируются шаблоном диаметром 59,5 мм, длиной 500мм. Все резьбовые соединения между пакером и струйным насосом, резьбовые соединения НКТ уплотняются смазкой ГС.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны пласта производятся гидродинамические исследования объекта.

Конструкция струйного насоса типа УГИС и комплекс вспомогательного

оборудования позволяют производить через него воздействие на пласт жидкими химреагентами. Возможно также прокачивание жидкости через УГИС напрямую в межколонное пространство. После окончания исследований в интервал пласта через колонну НКТ и УГИС закачивается перфорационная жидкость в объёме 3,0 м³ (водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800» плотностью 1,10 г/см³ с добавлением состава СПК-350). Затем через струйный насос в обсадную колонну (в межколонное пространство и в НКТ), в интервал выше пласта, закачивается раствор ПАКР плотностью 1,06 г/см³ . Таким способом производится глушение скважины.

На каждой конкретной скважине работы по вызову притока с помощью струйного насоса УГИС производятся по разработанному для данной скважины плану, который составляется в соответствии с действующими технологическими регламентами, разработанными геофизической организацией и согласованными с буровым предприятием и заказчиком.

Величина депрессии на пласты при испытании конкретного объекта должна определяться буровой подрядной организацией по согласованию с заказчиком. При этом должны учитываться проектные решения, фактическое состояние крепи скважины и фактическое расстояние до водоносного пласта. Величина депрессии при испытании объектов определяется с учётом следующих факторов:

• 
  условия прочности обсадной колонны (обсадная колонна рассчитана на снижение уровня жидкости до 2300м по вертикали);
  
• 
  условия прочности цементного кольца между нефтеносным и водоносным пластами, перепад давления на один метр разобщаемого пространства не должен превышать 1,5 МПа;
  
• 
  условия сохранения устойчивости призабойной зоны пласта.
  

Скважинные жидкости и пластовые флюиды, полученные при вызова притока, собираются в накопительной емкости и откачиваются в нефтесборный коллектор.

9.3Вызов притока снижением уровня жидкости (свабированием)

Вызов притока из скважины заменой солевых растворов на техническую воду и последующим снижением уровня жидкости свабированием.

Свабирование производится с подъёмника А-50 с использованием геофизического подъёмника, оснащённого стальным каротажным кабелем. Технология вызова притока производится свабированием.

Распределение обязанностей и объём выполняемых работ между буровым предприятием и геофизической организацией устанавливается соответствующим договором.

Величина депрессии при освоении скважины определяется с учётом следующих факторов:

1. 
   не нарушается условие прочности обсадной колонны (обсадная колонна рассчитана на снижение уровня жидкости до 2300м по вертикали);
   

2) не нарушается прочность цементного кольца между нефтеносным и водоносным пластами.

3) превышается величина максимально допустимой депрессии, определённой давлением насыщения нефти газом. Допускаемая депрессия определяется по формуле:

Рд = Рпл – 0,6^.Рнас, МПа (2.86)

При вызове притока свабированием необходимо выполнять следующие основные требования:

1. 
   На торцовых частях НКТ, предназначенных для спуска, в скважину должны быть сняты фаски.
   
2. 
   До начала работ должны быть опрессованы :
   

-фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны (125 кгс/см² – для добывающих скважин и 200 кгс/см² – для водонагнетательных скважин);

-межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на

90 кгс/см²;

-тройник-разрядник и лубрикатор с зафиксированным на кабеле
сальником герметизатора на 100 кгс/см² .

3. 
   Контроль за положением уровня в скважине осуществляется по каротажному кабелю, объём отобранной жидкости - по заполнению ёмкости, оборудованной уровнемером.
   
4. 
   Не допускается опорожнение обсадной колонны ниже уровня, указанного в плане работ на свабирование.
   
5. 
   Все участники работ должны быть проинструктированы по правилам технологии работ и мерам безопасности при проведении операции вызова притока свабированием.
   
6. 
   Свабирование скважины производится до получения притока флюида или до снижения уровня в скважине до заданной глубины.
   

Время работ по свабированию скважины определяется по «Технологическому регламенту…».

По окончании работ по вызову притока, осуществляется глушение скважины закачиванием поверхностно-активного кислотного раствора (ПАКР), представляющего собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-150, плотностью 1,06 г/см³. В интервал пласта закачивается кислотная перфорационная среда (КПС), представляющая собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-350, в объёме 3,0 м³. Производится подъём технологической колонны НКТ из скважины и перевод скважины на механизированный способ эксплуатации. В водонагнетательных скважинах производится спуск НКТ с пакером для нагнетания воды в пласт.


10. Расчет нормативного времени, необходимого для освоения скважины.
Освоение скважин является переходным этапом, между завершением её строительства и началом эксплуатации. Назначением этого этапа является вызов притока углеводородов из продуктивных пластов.

Освоение скважин осуществляется последовательным производством следующего комплекса работ:

1. 
   Подготовка скважины и перфорационным работам: установка на устье крестовины, тройника – 69 мин.
   
2. 
   Сооружение площадки для проведение перфорационных работ – 20 мин.
   
3. 
   Спуск лифтовых НКТ 202 шт – 297 мин.
   
4. 
   Отбивка искусственного забоя ГК, ЛМ – 2 часа
   
5. 
   Обвязка устья агрегатами пескомесителями (3 ПА) и насосными (4 АН – 700) – 132 мин.
   
6. 
   Исследование АКЦ – 4 час.
   
7. 
   Перфорация АП6М100 1580 – 1620 м по ГК (150 отверстий) – 8 час.
   
8. 
   Свабирование с помощью желонки с отбором 50 м³ жидкости – 48 час
   
9. 
   Промывка забоя (48 м³) – 172 мин.
   

11.Вопросы безопасности производственной деятельности при вскрытии продуктивной залежи бурением и освоение скважины.

Бурение продуктивных горизонтов на месторождении следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно – стойком исполнении.

На мостах буровой необходимо иметь опрессованную специальную трубу, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в желтый цвет и снабжена шаровым краном, находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно – факельная установка.

Перед проведением освоения скважины должен быть составлен план работы, утвержденный техническими руководителями предприятия – заказчика и предприятия, уполномоченного на проведении этих работ.

Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м, и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространство. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами.

Предохранительный клапан установки должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливание нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводородов в газе более 8 % должна быть смонтирована специальная факельная система.

Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа. Вызов притока должен проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.

На время вызова притока из пласта необходимо обеспечить:

- постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия;

- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;

- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;

- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.

При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:

- природного или попутного нефтяного газа;

- двух и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;

- инертных газов;

- жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу;

- использование воздуха для этих целей запрещается.

Запрещается при освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.

По окончании освоения скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода.

По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

12.Список используемой литературы.

1. 
   Соловьева Н.В. «Заканчивание скважин». Учебно-методическое пособие для выполнения курсового проекта. – Альметьевск: АГНИ, 2005г.
   
2. 
   Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Выпуск 4-М: Федеральный горны и промышленный надзор России, 2003-312 с.
   
3. 
   Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В. Природоохраняемые мероприятия при строительстве скважин: Учебное пособие, - Альметьевск: АГНИ, 2002-60с.
   
4. 
   Зозуля Н.Е., Фатхуллин Р.Х., Соловьева Н.В. Заканчивание скважин строительством, АГНИ, 2003 – 124 с.
   
5. 
   «Заканчивание скважин» Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков.
   
6. 
   «Заканчивание скважин строительством» Н.Е. Зозуля, Фатхуллин, Н.В. Соловьева, 2003 г.