превентор плашечный ПП-230х35
ОСТ 26-16-1622-82
компл.
2
350
1,50
3,00
превентор кольцевой
(универсальный)
ПК-230х35
ОСТ 26-16-1622-82
компл.
1
350
3,03
3,03
2
Кондуктор
Обвязка обсадных колонн (нижняя часть)
ОКО 21-245х146П
ТУ 3665-002-31429576-
-97
компл.
1
210
-
-
3
Эксплуатационная, кондуктор
Обвязка обсадных колонн
ОКО 21-245х146П
ТУ 3665-002-31429576-
-97
компл.
1
210
0,095
0,095
4
Эксплуатационная
Противовыбросовое оборудование для перфорации, освоения и спуска ЭЦН
ПМТ2.2-156х21
ТУ 3661-023-27005283-
-98
компл.
1
210
0,550
0,550
Окончание таблицы 2.5.12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
5
Эксплуатационная:
- добывающие
Фонтанная арматура
скважины
АФК1-65х21
ТУ 26-16-46-77
компл.
1
210
1,164
1,164
- нагнетательные скважины
Нагнетательная арматура
АНК1-65х210
ТУ 26-16-195-86
компл.
1
210
0,905
0,905
2.5.5 Расчет одноступенчатого цементирования
Направление
1) Определить плотность тампонажного цементного раствора
2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования
7) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора
К - коэф. кавернозности
8) Рассчитываем массу тампонажного цемента
9) Определяем объем воды для затворения т/р
10) Находим объем продавочного раствора
11. Определяем расход насоса
Кондуктор
1) Определить плотность тампонажного цементного раствора
2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования
7) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора
8) Рассчитываем массу тампонажного цемента
9) Определяем объем воды для затворения т/р
m - водоцементное соотношение
10) Находим объем продавочного раствора
11. Определяем расход насоса
Эксплутационная колонна
1) Определить плотность тампонажного цементного раствора
2) Минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования
3) Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора
4) Рассчитываем массу тампонажного цемента
5) Определяем объем воды для затворения т/р
6) Находим объем продавочного раствора
7. Определяем расход насоса
8.Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования
9.Допустимое давление на устье
16,45<20
10. В соответствии с Q и выбирают тип ЦА; в данном случае Q = ; Принимаем ЦА-320 М.
11. Определяем число ЦА
Принимаем 12 агрегатов ЦА-320 М.
12) Необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента
13) Определяем количество работающих ЦА при закачке буферной жидкости. Т.к объем буферной жидкости 6 , а емкость мерного бака ЦА 6,4, то для закачки буферной жидкости принимаем ЦА
Так как давление на преодоление гидравлических сопротивлений небольшое, то буферную жидкость можно закачивать при
14) Число работающих ЦА при закачке тампонажного цементного раствора
15). Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны
Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания
Наружное избыточные давления:
Рис. 2.5.1 Эпюр избыточного наружного давления
Внутренние избыточные давления:
Ропрес. = 1,1*(Рпл.-Рж.)
Ропрес. = 1,1*(14,6-0,01*0,88*1230) = 4,2 МПа
Согласно Инструкции по расчёту обсадных колонн (1999г.; Москва), берём минимально допустимое давление опрессовки, равное 12,5 МПа.
Рис. 2.5.2 Эпюр избыточного внутреннего давления
Коэффициент запаса прочности на критическое наружное давление
Коэффициент запаса прочности на критическое внутреннее давление
Коэффициент запаса прочности на страгивающие нагрузки
2.6 Испытание скважины
По проектной конструкции скважины предусматривается строительство добывающих и водонагнетательных скважин. При этом на первом этапе все скважины осваиваются как добывающие.
Дополнительные работы по освоению скважин под водонагнетание будут проводиться в процессе эксплуатации объекта С2b на Киенгопском месторождении по планам и решению соответствующих служб ОАО “Удмуртнефть”.
2.6.1 Общие сведения
Настоящий раздел разработан в соответствии с техническими условиями на испытание нефтяных и газовых скважин (в колонне)
Испытание скважины предусматривается с передвижной установки типа А-50 либо аналогичной с грузоподъемностью не менее 50 т.
На момент проведения работ по вторичному вскрытию и испытанию эксплуатационная колонна заполнена водой, оставшейся после ее опрессовки.
Вторичное вскрытие продуктивного пласта С2b производится после проведения предусмотренных настоящим проектом геофизических исследований в колонне, перфорацией эксплуатационной колонны при репрессии на пласт на водном растворе хлористого калия KCl с применением гидромеханического щелевого перфоратора ПГМЩ 140/146-1.
В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» 4 устье скважины перед перфорацией оборудуется превенторной установкой по схеме, разработанной УБР и согласованной с территориальными службами Ростехнадзора и ПФВЧ. После установки на устье превентор опрессовывается на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
В приложении к проекту приводится схема обвязки устья скважины при перфорации.
В проекте для проведения перфорации пласта на репрессии принимается оборудование устья малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ2.2-156х21 по ТУ 3661-023-27005283-98. Использование других типов малогабаритных превенторов или устройств герметизации устья скважины для перфорации 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 с соответствии с требованиями “Правил безопасности…” [3].
Настоящим проектом предусматривается заполнение всей эксплуатационной колонны от искусственного забоя до устья водным раствором хлористого калия, модифицированного ПАВ (гидрофобизатор-дэмульгатор).
Плотность раствора хлористого калия определяется в соответствии с “Правил безопасности ...” [3] с учетом глубины залегания объекта и величины пластового давления и равна для пласта С2b - 1,07 г/см3.
Половина объема раствора хлористого калия после испытания объекта используется повторно для глушения скважины, что учитывается в смете при расчете затрат.
Необходимость применения других перфорационных жидкостей определяется геологическими службами УБР и НГДУ исходя из геолого-технических свойств пласта и экономической целесообразности применения.
В качестве основного проектного варианта вторичное вскрытие продуктивного пласта предусматривается гидромеханическим щелевым перфоратором ПГМЩ 140/146-1 спускаемым на НКТ.
Привязка перфоратора к разрезу производится по записи магнитного локатора муфт (МЛМ) и ГК.
При строительстве скважин в качестве резервного варианта рекомендуется производить вторичное вскрытие пластов кумулятивными перфораторами отечественными или импортными для перфорации на репрессии либо депрессии в зависимости от конкретных геологических условий скважины и поставок аппаратуры.
Тип перфоратора, интервал перфорации и параметры вторичного вскрытия пласта для объектов определяется геологической службой нефтедобывающего предприятия исходя из результатов геофизических исследований, расстояния от нефтеносного до ближайшего водоносного пласта, качественного состояния цементного кольца за колонной и наичия правильно устанавливаемого заколонного пакера (при необходимости).
Перед перфорацией объекта (С2b) необходимо произвести шаблонирование эксплуатационной колонны и заменить техническую воду на солевой раствор KCl с ПАВ в соответствии с требованиями “Технологического регламента…” [28]. Для чего в скважину до искусственного забоя спускается шаблон (диаметром D = 124 мм и длиной L=2 м) на рабочем комплекте НКТ 73 мм.
Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клпана и после допуска до глубины 1362 м производится замена воды на солевой раствор KCl с ПАВ во всей скважине, затем колонна НКТ опрессовывается на 170 кгс/см2 и НКТ поднимаются из скважины.
Замена технической воды на солевой раствор, опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.
На основании анализа существующих методов вызова притока жидкости из пласта в качестве основного решения в данном проекте принято создание проектной депрессии на пласт путем замены перфорационной жидкости на воду и снижение уровня свабированием.
Необходимость использования других способов вызова притока из пластов, не противоречащих требованиям Правил [3] (закачка пенных систем, компрессирование с закачкой в скважину инертного газа, использование струйных насосов и др.) уточняется геологическими службами Заказчика и Подрядчика по результатам исследований ГИС и др.
После перфорации и подъема перфоратора, в скважину спускается колонна НКТ для вызова притока из пласта.
Глубина спуска НКТ - на 5 м выше интервала перфорации.
Низ колонны НКТ, спускаемой для вызова притока, оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50мм для предотвращения падения сваба (в случае обрыва).
В случае отличия способа вторичного вскрытия пласта, вызова притока от проектного, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.
Результаты расчета параметров насосно-компрессорных труб, потребного количества материалов и техники для испытания скважины и спуска глубиннонасосного оборудования, продолжительность испытания скважины на продуктивность и продолжительность работ по спуску глубиннонасосного оборудования.
2.6.2 Вызов притока нефти из пласта
В соответствии с требованиями Правил [3] приток флюида из пласта вызывается путем создания регламентируемых депрессий одним из разрешенных способов вызова притока.
Для учета максимальных затрат в качестве основного решения в данной работе принято снижение уровня жидкости свабированием.
Необходимость использования других способов вызова притока из пластов, не противоречащих требованиям Правил [3] (закачка пенных систем, компрессирование с закачкой в скважину инертного газа, использование струйных насосов и др.) уточняется геологическими службами Заказчика и Подрядчика по результатам исследований ГИС и др.
Свабирование производится со стандартного подъемника, применяемого для освоения, подземного и капитального ремонта скважин А-50 и т.п. и с пользованием геофизического подъемника, оснащенного стальным каротажным кабелем.
Распределение обязанностей и объем выполняемых работ между УБР и геофизическим предприятием устанавливается соответствующим договором.
Для вызова притока свабированием применяется комплект оборудования для свабирования скважин “СВАБ”, завод-изготовитель ЗАО ПГО “Тюменьпромгеофизика” либо других типов.
Общим требованием для всех технологических разработок оборудования для свабирования скважины является требование соответствия проходных отверстий задвижки фонтанной арматуры и лубрикатора размеру манжеты сваба.
На право использования импортного оборудования должно быть разрешение центральных органов Ростехнадзора, а на оборудование местного изготовления (ЦБПО) должно быть соответствующее разрешение местных органов Ростехнадзора.
На право использования импортного оборудования должно быть разрешение центральных органов Ростехнадзора, а на оборудование местного изготовления (ЦБПО) должно быть соответствующее разрешение местных органов Ростехнадзора.