Технико-технологические решения по испытанию (освоению) скважины
В проектируемых наклонных эксплуатационных скважинах с горизонтальным окончанием Чаяндинского месторождения предусматривается произвести испытание (освоение) в эксплуатационной колонне продуктивного пласта в целевых продуктивных отложениях.
Испытания в эксплуатационной колонне будут проводиться с мобильной буровой установки УПА-60/80 (или аналогичной).
При проведении испытания объектов предусматривается последовательное выполнение следующих видов технологических операций:
Расконсервации из временной приостановки после бурения. Вымыв ДТ (300м из зоны ММП), промывка, подъем НКТ 88,9 мм – 300м.
Перед разбуриванием ПГМЦ, необходимо выполнить комплекс ГИС по качеству цементирования эксплуатационной колонны, на трубах, не выполненной на этапе бурения (недохождение прибора на кабеле составляет 200-400м. до ПГМЦ);
Разбуривание ПГМЦ и заглушек фильтра ФС-168, производить при начале работ по освоению скважин с (CБТ-73мм), на Хамакинский и Ботуобинский горизонты (56 скв. и 5 скв. соответственно).
Разбуривание ПГМЦ и заглушек фильтра ФС-114, производить при начале работ по освоению скважин с применением (СБТ-60мм), на Хамакинский и Ботуобинский горизонты (46 скв.);
Разбурка пакера ПГМЦ и пробок щелевого фильтра ФС-168 мм при помощи ВЗД Д-105 или аналога, ФРЕЗ ФЗ-140 либо долото 140 мм.
Перед спуском КПО производить скребкование всей эксплуатационной колонны 1 раз, в местах посадок скребка, скребкование производить до свободного хождения, в интервале установки пакера, скребкование производить на 50 метров ниже и выше интервала 6 раз.
Производить шаблонирование колонны, скреперование СГМ-168 мм или аналогом.
- После шаблонирования спуск КПО осуществлять в соответствии с планом работ и регламентирующими документами;
После спуска КПО, перевести затрубное пространство на незамерзающую жидкость, затем произвести активацию пакера с применением койлтюбинговой установки, после распакеровки, опрессовать затрубное пространство для определения герметичности установки пакера;
Извлечь устройство для активации пакера на ГНКТ (1 спуск и 1 подъём койлтюбинговой установкой, по рекомендациям производителей КПО);
Произвести вызов притока, снижением уровня жидкости с применением койлтюбинговой установки (на все работы койлтюбинговой установки запланировано без монтажа, демонтажа 72 часа);
Бригадой освоения отработать скважину до стабилизации устьевых давлений, но не менее 72 часов).
Провести ГДИ с последующей регистрацией КВД – 72 часа (ГДИ проводятся подрядной организацией Заказчика, ООО «Газпром добыча Ноябрьск»;
В процессе освоения объекта, с целью предупреждения осложнений, связанных с гидратообразованием, предусмотреть проведение периодических закачек в затрубное, а при гидратообразовании и в трубное горячего раствора (80-90 С) хлористого кальция плотностью 1,24-2,26 г/см3, порциями 150-200 литров.
Передать скважину Заказчику.
При отсутствии притока или его незначительности провести глинокислотную обработку пласта при помощи ГНКТ. Оформляются оплачиваются согласно исполнительно сметного расчёта (ИСР).
Результаты активации КПО, вызова притока и исследований оформить актом.
При проведении работ по освоению скважины применить колтюбинговую установку типа М-20 с агресивоустойчевой ГНКТ для проведения ГКО.
Испытание скважины осуществляется по плану работ, утвержденному техническим руководителем бурового предприятия и согласованному с Заказчиком.
Приведенные в проекте технологические решения по освоению скважины могут быть скорректированы геологической службой недропользователя при составлении плана на испытание конкретной скважины.
Вызов притока компрессированием азотом
Эффективность вызова притока обеспечивается созданием депрессии на пласт путем снижения гидростатического давления за счет замещения столба жидкости в скважине газоводяной смесью.
Технологический процесс заключается в том, что путем постепенного снижения плотности находящейся в скважине жидкости, достигается снижение забойного давления и начинает выполняться условие притока жидкости из пласта: Рзаб<�Рпл.
Технология вызова притока пластового флюида методом компрессирования азотом предназначена для создания регулируемой депрессии на пласт путем изменения степени аэрации (чем выше степень аэрации, тем выше величина депрессии).
Газ (азот), попадая из ГНКТ в подъемные трубы, аэрирует жидкость, снижая плотность смеси. При этом депрессия на пласт постепенно увеличивается.
Освоение скважин оборудованных пакером, проводится с помощью ГНКТ и азотной установки в следующей последовательности:
- провести обвязку устья осваиваемой скважины;
- спустить ГНКТ на 100 м ниже уровня жидкости, находящейся в скважине;
- подать инертный газ от компрессорной установки с азотным модулем типа СДА;
- продолжить плавный спуск ГНКТ с остановками через каждые 100 м до искусственного забоя;
- при получении притока из пласта прекратить подачу азота в ГНКТ и продолжить выпуск жидкости из скважины по КП и выкидной линии в емкости для сбора жидкостей через ГС с последующим переключением газожидкостного потока на временную факельную линию;
- при получении устойчивого притока извлечь ГНКТ из скважины;
- провести отработку скважины на факельное устройство до выхода скважины на рабочий режим.
Для ведения работ по вызову притока из пласта может быть предложена азотная компрессорная станция СДА-5/101 (либо аналоги отечественного или зарубежного производства).
На основе передовых мембранных технологий разработаны и освоены в серийном производстве передвижные компрессорные станции, обеспечивающие получение (разделением воздуха) и сжатие инертной азотной смеси производительностью от 5 до 20 м3/мин. и конечным давлением от 100 до 250 кгс/см2.
Станции рекомендованы Ростехнадзором России для пожаро- и взрывобезопасных технологий при бурении, освоении и ремонте газовых и нефтяных скважин, вскрытии продуктивных пластов, ремонте и испытаниях трубопроводов, резервуаров и оборудования, эксплуатирующихся со взрывоопасными средами.
Глинокислотная обработка
В случае неполучения или получения неудовлетворительного притока пластового флюида после работ по вызову притока, по решению геологической службы с целью интенсификации притока может быть проведена глинокислотная обработка пласта. Данные работы производятся по отдельному плану, составленному сервисной компанией. Выбор композиции кислотного раствора, его концентрация, состав ингибиторов, стабилизаторов, интенсификаторов, длительность реакции определяются сервисной компанией. Предварительно рекомендуется следующий глинокислотный состав:
10-12 % HCL + 3-6 % HF + 1 % НПАВ (неонол, ОП-10)
Исследования на конденсатность
Исследования проводятся методом сепарации всего добываемого газа в одну ступень при работе скважины по НКТ диаметром 88,9 мм. В процессе проведения исследований необходимо замерять: дебиты стабильного и сырого конденсата; дебит газа сепарации; устьевые и забойные давления, давление на сепараторе; температуру на забое, на устье и в сепараторе.
Отбор проб газа сепарации и сырого конденсата для лабораторных исследований проводить в баллоны высокого давления объемом 40 литров и контейнеры объемом от 0,8 до 0,1 литра. Сырой конденсат отбирается из кранов в нижней части сепаратора, одновременно отбираются пробы газа сепарации на выходе из сепаратора. Давление в сепараторе должно быть менее 50 % от давления на устье скважины, как это требуется соответствующей инструкцией для обеспечения качественной сепарации.
Дебит сырого конденсата определяется по времени заполнения пространства между мерными кранами сепаратора. Время единичного замера должен составлять не менее 3 минут, что удовлетворяет требованию инструкции о длительности подобных замеров. Дебит газа рассчитывается по данным ДИКТ. Дебит стабильного конденсата измеряется в открытом резервуаре.
В процессе исследования объекта на конденсатность, с целью предупреждения осложнений, связанных с гидратообразованием, предусмотреть проведение периодических закачек в затрубное, а при гидратообразовании и в трубное горячего раствора (80-90 С) хлористого кальция плотностью 1,24-1,26 г/см3, порциями 150-200 литров.
|
