В плане на освоение скважины с вызовом притока свабированием, утвержденным в установленном порядке, указывается уровень предельного опорожнения скважины, расчетный объем выбираемой из скважины жидкости, а также ответственность работников УБР и геофизического предприятия за выполнение определенных операций в процессе вызова притока свабированием. План на освоение скважины согласуется также техническим руководителем геофизического предприятия.
Геофизическая партия при свабировании руководствуется "Технической инструкцией при проведении ГИС".
В работе принимается глубина снижения уровня жидкости (воды) для объекта C2b при вызове притока 950 м.
Величина депрессии не должна превышать величину, при которой забойное давление снижается ниже давления насыщения нефти газом, а также не должна приводить к нарушению прочности обсадной колонны и заколонного цементного камня, согласно расчетам.
В зависимости от геологических условий глубина снижения уровня для каждой конкретной скважины и пласта может быть изменена геологической службой нефтедобывающего предприятия.
При вызове притока свабированием необходимо выполнять следующие основные требования.
1 Торцевые части НКТ, предназначенных для спуска в интервал свабирования, должны быть отрайбированы (с торцевых частей должна быть снята фаска).
2 Башмак колонны НКТ оборудуется спецворонкой с проходным отверстием до 50 мм для предотвращения падения сваба в случае его обрыва и контейнера с автономными манометром (при его применении) на забой.
3 До начала работ должны быть опрессованы:
- фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны;
- межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на 60 кгс/см2;
- лубрикатор и его сальник на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
4 Накопительная емкость, куда поступает поднятая из скважины свабом жидкость, должна быть оборудована указателем объема жидкости в ней.
5 Трубные и затрубные задвижки фонтанной арматуры в процессе свабирования должны быть открытыми.
6 Не допускается опорожнение колонны ниже уровня, указанного в плане на свабирование.
7 Все участники и производители работ должны быть проинструктированы по технологическим правилам и мерам безопасности проведения операции вызова притока свабированием.
8 Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока - до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 1,0 м, либо получения из пласта однородного притока безводной нефти.
Время свабирования скважины определяется нормативами на спуск-подъем каротажного кабеля без замера.
Если после снижения уровня жидкости в колонне приток жидкости из пластов отсутствует, по специальному решению геологических служб НГДУ и УБР в скважине могут проводиться дополнительные работы по интенсификации притока.
По 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. Возможно использование других растворов сохраняющих коллекторские свойства пласта.
Глушение скважины производится путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения. По истечении 1-2 час. при отсутствии переливов скважина считается заглушенной.
При проведении спуско-подъемных операций в скважинах при вскрытом перфорацией объекте устье должно быть оборудовано превенторной установкой, то есть используется превенторная установка ПМТ2.2-156х21.
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.
В случае применения других технологических решений при освоении скважины, не входящих в проект (тип перфоратора, способ вызова притока, интенсификация притока и др.) и согласованных с Заказчиком, а при необходимости с Ростехнадзором, финансирование выполненных объемов работ производится по исполнительным сметным расчетам.
Расчет продолжительности свабирования скважины
Исходные данные для расчета:
1. Проектная глубина снижения уровня (воды) - 950 м;
2. Диаметр эксплуатационной колонны- 146 мм;
3. Диаметр НКТ- 73 мм;
4. Ожидаемый дебит скважины - 10 м3/сут.;
5. Длина интервала перфорации - h = 30 м;
6. Утечка жидкости при подъеме сваба- 50%;
7. Пористость пластов - п = 0,13;
8. Глубина спуска сваба ниже уровня- 300 м;
9. Нормы времени СПО сваба по интервалам:
0-400 м- t1 = 0,29 часа;
401-800 м- t2 = 0,52 часа;
801-950 м- t3 = 0,75 часа;
10. Площадь сечения канала: - НКТ D = 73- fнкт = 0,003000 м2;
- БТС D =146- fобс = 0,013700 м2;
11. Радиус прискважинной зоны пласта для расчета- R=1,0 м.объема жидкости
Расчет продолжительности свабирования
1. Расчет извлекаемой жидкости за один спуск-подъем на 300 м с учетом 50% (0,5) утечек:
= 300 х Fнкт х 0,5 = 0,45 м3
2. Объем жидкости, которую необходимо извлекать в первом этапе (снижение уровня до 950м в колонне D = 146 мм):
V = 950 х Fобс = 13,0 м3
в том числе с интервала 0-400 м- 5,48 м3
401-800 м- 5,48 м3
801-950 м- 2,06 м3
3. Объем жидкости, которую необходимо извлекать во втором этапе (приток с пласта радиусом 1,0 м):
V2 = 0,785 х Д2 х h х п = 0,785 х 2,02 х 30 х 0,13 = 12,25 м3
4. Количество спуско-подъемов сваба в первом этапе:
в том числе в интервале 0-400 м - 12 раз
401-800 м - 12 раз
801-950 м - 5 раз
5. Определение времени свабирования в первом этапе:
Т1+Т2+Т3 = 12х0,29 + 12х0,52 + 5х0,75 = 3,48 + 6,24 + 3,75 = 13,47 час.
6. Количество спуско-подъемов сваба на втором этапе:
При этом все спуски сваба на глубину 950 м.
7. Время свабирования на втором этапе:
Т2 = 27,0 х 0,75 = 20,25 час.
8. Время поступления пластового флюида из пласта в объеме который необходимо извлечь во втором этапе при ожидаемом дебите:
Время необходимое для послупления пластового флюида во втором этапе больше времени на свабирование, поэтому принимаем время свабирования Т2=29,40 час.
С учетом подготовительно-заключительных работ геофизической партии на скважине 2 часа и времени на сборку и разборку сваба 0,8 часа, общее время вызова притока из пласта составит:
Т = 2,0 + 0,8 + 13,47 + 29,40 = 45,67 час. (1,90 сут.)
С учетом времени проезда на буровую и обратно:
по дорогам I категории 130 км - 3,71 часа,
по дорогам III категории 10 км - 0,42 часа,
а также с учетом ПЗР на базе - 0,9 часа продолжительность работы геофизической партии составляет: 45,67+0,9+3,71+0,42=50,70 час. (2,11 сут.)
2.7 Мероприятия по предупреждению нефтегазо - водопроявлений, поглощений и прочих осложнений
Для предупреждения возникновения нефтегазоводопроявлений, осложнений и аварий необходимо выполнять профилактические мероприятия, предусмотренные “Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, нижеименуемыми “Правила ” и “Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов” [3], “Инструкции по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважины” [8]
2.7.1 Предупреждение нефтегазоводопроявлений
Неправильное выполнение отдельных технологических операций приводит к нарушению равновесного состояния в системе скважина - пласт.
Возникновение нефтегазоводопроявлений связано с превышением пластового давления над забойным. Снижение забойного давления, обусловливающее поступление пластового флюида в ствол скважины, происходит по следующим причинам:
- использование бурового раствора с плотностью меньше необходимой, в том числе при неконтролируемом вводе растворов химреагентов и воды;
- недолив скважины при подъеме бурильного инструмента;
- установка ванн жидкостью с меньшей плотностью;
- долив скважины водой либо раствором меньшей плотности;
- зависание бурового раствора и седиментационные процессы;
- поршневание при подъеме бурильного инструмента с большой скоростью либо при сальникообразовании;
- ошибки в определении пластового давления во вскрываемом пласте;
- поглощение бурового раствора.
Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления в процессе вскрытия продуктивных пластов:
Прямые:
- увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях;
- увеличение относительной скорости выходящего из скважины потока бурового раствора при неизменной подаче насосов;
- повышение нефте- или газосодержания в буровом растворе;
- перелив бурового раствора из скважины при отключенных буровых насосах;
- уменьшение плотности выходящего из скважины бурового раствора.
Косвенные:
- увеличение механической скорости бурения;
- снижение давления на буровых насосах (стояке);
- поглощение бурового раствора;
- изменение параметров бурового раствора.
Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления при проведении спускоподъемных операций:
- увеличение против расчетного объема, вытесняемого бурового раствора при спуске бурильного инструмента (в приемных емкостях);
- уменьшение против расчетного объема, доливаемого бурового раствора при подъеме бурильной колонны.
Признаки раннего обнаружения нефтегазоводопроявления при полностью поднятом из скважины бурильном инструменте и при длительных остановках:
- перелив бурового раствора из скважины;
- падение уровня в скважине из-за поглощения бурового раствора;
- увеличение давления на манометрах при загерметизированном устье скважины.
Для предупреждения нефтегазоводопроявлений следует выполнять следующие МЕРОПРИЯТИЯ:
К работам на скважинах с возможными нефтегазоводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при нефтегазоводопроявлениях” в специализированных учебных центрах (комбинатах), имеющих соответствующую лицензию.
Аттестация рабочих, руководящих работников и других специалистов, участвующих в процессе строительства скважины, производится в соответствии с требованиями пунктов “Правил…” [3].
Мероприятия, связанные с обвязкой устья скважины после цементирования обсадной колонны и проверкой герметичности оборудования устья обсадной колонны и цементного кольца:
После спуска и цементирования каждая обсадная колонна обвязывается на устье последовательно с предыдущей колонной своей частью обвязки.
После спуска, цементирования и обвязки кондуктора D = 245мм своей частью обвязки ОКО-21-245х146 с целью безопасного бурения под эксплуатационную колонну D = 146мм, производится установка и обвязка устья скважины противовыбросовым оборудованием ОП5-230/80х35, включающим превенторы плашечные ПП-230х35 (2 шт.) и превентор кольцевой (универсальный) ПК-230х35 (1шт.).
Схема обвязки ПВО для бурения скважин должна быть разработана буровым предприятием и согласована службами Ростехнадзора и ПФВЧ.
После спуска, цементирования и окончательной обвязки эксплуатационной колонны D = 146 мм оборудованием устья ОКО-21-245х146 для проведения работ по щелевой перфорации продуктивных горизонтов и проведения всех работ по СПО НКТ при интенсификации и вызове притока при освоении объекта устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой ПМТ2.2-156х21, включающим два плашечных превентора.
После монтажа малогабаритного ПВО, превенторная установка совместно с обсадной колонной до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой на давление опрессовки обсадной колонны.
Вызов притока нефти из пласта производится снижением уровня жидкости в скважине свабированием с предварительной обвязкой устья скважины фонтанной арматурой с лубрикатором, которые опрессовываются на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Для проведения работ по СПО НКТ при вскрытом перфорацией объекта устье скважины обвязывается малогабаритным ПВО ПМТ2.2-156х21.
Перед спуском ЭЦН на устье также монтируется малогабаритное ПВО ПМТ2.2-156х21 с трубно-кабельными плашками и центратором.
Выбор оборудования обвязки устья и блоков превенторов в проекте произведен из максимального рабочего устьевого давления, которое может возникнуть при углублении скважины и нефтегазоводопроявлении (выбросе) и закрытом устье скважины или при испытании объекта в колонне и должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны на герметичность.