Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ по испытанию поисково-оценочной скважины № 000 Тасийского НГКМ

Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ по испытанию поисково-оценочной скважины № 000 Тасийского НГКМ

Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» бурение», .

Срок оказания услуг: январь 2014март 2015 года (сентябрь 2015 с интенсификацией), в соответствии с Графиком производства работ по испытанию и исследованию разведочной скважины № 000 Тасийского НГКМ

Техническое задание на испытание 15-ти объектов

в разведочной скважине № 000

Тасийского НГКМ

Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Ухта бурение» бурение», .

Срок оказания услуг: январь 2014 – февраль 2015 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию разведочной скважины № 000 Северо-Тамбейского НГКМ

Район строительства скважин: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Ямальский район, нефтерайон 2б.

Назначение скважины: разведка газоконденсатных залежей

Вид скважин: разведочная, вертикальная.

Проектный горизонт: малышевская свита (средняя юра)

Проектная глубина: 3750 м.

Характеристика условий и состава работ

1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования и хим. реагентов и материалов выполнить «под ключ» полный комплекс работ по испытанию 15 объектов разведочной скважины № 000 Тасийское месторождение с мобильной буровой установки, в соответствии с планом работ на испытание объектов, заявкой и требованиями заказчика, проектной документацией, с предоставлением отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика. включая:

- консервационные или ликвидационные работы

- предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика.

-. Наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов.

-. Обеспечение ГСМ собственными силами на время бездорожья

- Доставка ГСМ до объекта собственными силами

- Заказчик предоставляет фонтанную арматуру

- Подрядчик для испытания предоставляет насосно-компрессорные трубы, газосепаратор

2. Программа работ корректируется по каждому объекту индивидуально, в зависимости от характера насыщения объекта и в соответствии с получаемой геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине.

3. Скважина бездорожная, требуется завоз оборудования и материалов в зимний период

4. Подробную информацию о условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Ухта бурение» бурение».

Контактные телефоны: 7 (82, – –начальник ГО ф «Ухта бурение».

Сумма договора: Сумма договора включает все расходы на уплату пошлин, налогов, сборов, командировочных расходов, расходов на проживание и других обязательных платежей. В стоимость договора должны быть включены стоимость всех услуг (работ), а также затрат по мобилизации/демобилизации и монтажу/демонтажу и подготовке оборудования.

Условия оплаты: Расчеты за оказание услуги производятся путем перечисления Заказчиком денежных средств на расчетный счет Исполнителя не позднее 60 дней после подписания акта приемки оказанных услуг Сторонами по данной скважине. Оплата производится по счету-фактуре и акта оказанных услуг формы КС-2, КС-3.

Требования к Участникам:

1. Наличие у исполнителя оборудования для производства работ.

2. Исполнитель должен иметь в наличии все сертификаты, разрешения, лицензии и другие разрешительные документы по данный вид деятельности.

3. Наличие необходимой разрешительной документации на эксплуатацию применяемого оборудования.

4. Претендент должен иметь опыт выполнения аналогичных работ.

5. Обязательно наличие собственного или арендованного автотранспорта для оперативной работы по доставке необходимого оборудования материалов, технической и питьевой воды, персонала, отобранных проб, документации.

6. Исполнителем по окончании испытания должен быть составлен геологический отчет об испытании скважины и представлен Заказчику.

7. Претендент должен являться платежеспособным, не находится в процессе ликвидации, не иметь задолженности перед федеральным бюджетом.

8. На имущество претендента не должен быть наложен арест, его хозяйственная деятельность не должна быть приостановлена.

9. В процессе испытания скважины исполнитель несет ответственность за обеспечение промышленной, пожарной и экологической безопасности.

Количество объектов для испытания (исследования) может быть изменено (уменьшено, увеличено) Заказчиком в соответствии с получаемой геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине или по требованию организации-недропользователя.

Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком.

Примечания.

Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глино кислотные обработки, соляно кислотные обработки) при принятии Недропользователем решения по их проведению, обязательны к выполнению Подрядчиком..

I. Конструкция скважины:

Наименование обсадных колонн

Конструкция скважины

Диаметр, мм/глубина спуска, м

Высота подъема цементного раствора, м

Направление

530/100

до устья

Кондуктор

426/600

до устья

Первая промежуточная

324/1500

до устья

Вторая промежуточная

245/3080

до устья

Потайная

194/

Эксплуатационная

140/3900

до устья

II. Характеристики испытываемых пластов:

Пласт

Интервал

залегания,

м

Рпл2,

МПа

Коэфф.

аномаль-ности2 (Ка)

Тпл,

° С

Проницаемость (средневзвешенные значения) по ГИС по месторождению, мД

Характер

флюида

 

ПК1

1033,5-1099,5

10,64

1,05

18,0

187,6

газ

 

ПК3

1238,2-1269,7

12,75

1,05

22,0

724,6

газ

 

ПК7

1462,2-1476,2

15,05

1,05

29,0

9179,1

газ

 

ХМ0

1649,8-1657,5

16,98

1,05

37,0

87,1

газ

 

ХМ1

1661,2-1668,0

17,10

1,05

39,0

117,0

газ

 

ХМ11

1672,4-1690,8

17,22

1,05

32,0

10092,6

газ

 

ХМ2

1711,5-1738,9

17,62

1,05

42,0

1333,7

газ

 

ХМ3

1743,2-1766,7

17,94

1,05

44,0

1027,2

газ

 

ХМ4

1787,7-1793,0

18,40

1,05

45,0

78

газ

 

ХМ5

1797,4-1805,6

18,50

1,05

47,0

127,2

газоконденсат

 

ХМ6

1833,3-1845,7

18,92

1,06

48,0

54,2

газоконденсат

 

ТП1

1889,0-1920,2

19,63

1,06

50,0

12954,6

газоконденсат

 

ТП2

1944,9-1945,8

20,20

1,06

51,0

1718,2

газоконденсат

 

ТП3

1969,3-1976,4

20,47

1,06

49,0

6377,7

газоконденсат

 

ТП4

1989,3-2019,8

20,48

1,06

54,0

3597,5

газоконденсат

 

ТП6

2086,6-2114,0

21,68

1,06

58,0

4045,1

газоконденсат

 

ТП70

2122,9-2127,5

22,06

1,06

55,0

998,6

газоконденсат

 

ТП71

2169,7-2173,6

22,54

1,06

55,0

137,7

газоконденсат

 

ТП8

2181,3-2184,8

22,67

1,06

55,0

887,2

газоконденсат

 

ТП10

2210,9-2224,5

23,00

1,06

60,0

1948,6

газоконденсат

 

ТП101

2240,6-2244,4

23,28

1,06

60,0

279,9

газоконденсат

 

ТП102

2255,9-2261,6

23,43

1,06

60,0

116,0

газоконденсат

 

ТП120

2279,1-2300,5

23,68

1,06

51,0

245,1

газоконденсат

 

ТП13

2323,5-2345,7

24,15

1,06

59,0

309,2

газоконденсат

 

ТП140

2359,3-2369,5

24,52

1,06

63,0

424,6

газоконденсат

 

ТП14

2391,6-2426,9

24,85

1,06

65,0

409,5

газоконденсат

 

ТП16

2477,8-2485,1

25,74

1,06

61,3

946,4

газоконденсат

 

ТП17

2514,4-2523,1

26,13

1,06

62,0

2109,2

газоконденсат

 

ТП18

2539,9-2558,8

26,39

1,06

69,0

549,5

газоконденсат

 

ТП19

2575,8-2592,2

26,77

1,06

71,5

33,4

газоконденсат

 

ТП220

2643,2-2683,0

27,47

1,06

73,0

162,8

газоконденсат

 

БЯ8

2704,6-2727,1

28,11

1,06

74,0

514,0

газоконденсат

 

БЯ10

2729,7-2734,9

28,37

1,06

76,0

207,0

газоконденсат

 

БЯ11

2750,1-2782,5

28,58

1,06

76,0

53,1

газоконденсат

 

БЯ12

2802,7-2816,4

29,12

1,06

77,5

115,2

газоконденсат

 

Ач3

3200,3-3234,4

41,73

1,33

85,3

-

газоконденсат

 

Ю2-4

3506,2-3595,2

54,00

1,57

96,2

-

газоконденсат

 

Ю6-7

3715,0-3825,0

62,68

1,72

103,4

-

газоконденсат

 

Примечания

1 Данные таблицы уточняются геологической службой заказчика.

2 Ка – коэффициент аномальности пластового давления уточняется в процессе бурения по данным ГИС.

III. Технология испытания скважины:

1.Подготовительные и монтажные работы:

Наименование работ

Единицы

измерения

Количество

СНиР-49

1

2

3

4

1 Монтаж ОП4-230/80х70/(ОП4-180/80х70 ХЛ)

комплект

1

31.5/450

2 Выкидная линия для освоения (факельная)

10п. м.

20

31.6/452

3 Опорные стойки под линию освоения

штук

40

31.7/453

4 Нагнетательная линия

10 п. м.

7

31.6/452

5 Опорные стойки под нагнетательную линию

штук

14

31.7/453

6 Сепаратор ГС -Г2С

комплект

1

34.34/496

7 Замерная емкость (V=25 м3)

штук

1

32.5/457

8 Емкость для сбора газоконденсата (V=50 м3)

штук

2

32.5/457

9 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после

10м

10

31.6/452

10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости

10м

3.0

31.6/452

11 Опорные стойки под выкидные линии

штук

20

31.7/453

12 Монтаж сепаратора СБР-2 для бурового раствора

штук

1

34.34/496 к-0.7

13 Монтаж емкостей под технологические растворы (Vдо50 м3)

штук

4

32.5/457

14 Обвязка емкостей

штук

4

33.5/463

15 Система обогрева емкостей

cистема

4

33.6/464

Оборудование для испытания:

Интервал испытания, м

Тип

Устьевое оборудование

Забойное оборудование

Оборудование при газодинамических исследованиях

от (верх)

до (низ)

установки

Тип (шифр) фонтанной арматуры

Тип превентора

Тип

Интервал, м

1

2

3

4

5

6

7

8

3795

3

3825

3

БУ (F-320)

А-60/80 А-60/80 А-60/80

АФ6-80 / 65 х 70 К1 ХЛ -//-

ОП4-230/80х70 ХЛ (ОП4-180/80х70 ХЛ)

-//-

-//-

-//-

нет

ДИКТ, глубинные манометры, термомет­ры, глубинные пробоотборники, сепара­тор, каротажный комплекс; емкости для замера (V = 25 м3) - 1 шт.; для сбора га­зоконденсата, нефти (V = 50 м3) - 2 шт., образцовые манометры, лубрикатор

2750

2765

А-60/80

-//-

2730

2735

А-60/80

-//-

2640

2655

А-60/80

-//-

2540

2555

А-60/80

-//-

2515

2525

А-60/80

-//-

2255

2265

А-60/80

-//-

2240

2245

А-60/80

-//-

2210

2220

А-60/80

-//-

2180

2185

А-60/80

-//-

2120

2130

А-60/80

-//-

1990

2005

А-60/80

2.   

3.Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб):

Интервал установки НКТ, м

Длина интервала, м

Тип труб, диаметр, группа прочности, толщина стенки, мм

Тип резь­бовых сое - дине - ний

Код ресурса

Нагрузки,

при которых напряже­ние в тру­бах достигает предела текучести, кН

Вес, кН

Коэффициент запаса прочности

1 погонный метр

секции

нарастаю­щий с коэффици­ентом 1,036

на растя­жение

на избыточное давление

наружное

внутреннее

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

3845-0

3845

НКТ 73 х 5,5М

-

-

716

0,0948

364,5

377,62

1,8

>1,15

>1,32

Примечания

Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник.

Типоразмер и группа прочности насосно-компрессорных труб приняты, исходя из обеспечения необходимого давления на устье в НКТ при проведении гидроразрыва.

Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р производства . Допускается применение труб в хладостойком исполнении с резьбой ТМК FMT по ТУ 2001 Синарского трубного завода.

4.Вскрытие объектов при испытании (освоении):

Интервал

Номер

Длина

Интервал

Т и п (шифр)

Интервал

Плотность

Перфорационная

испытания,

объекта

вскрываемого

установки фильтра,

перфоратора

перфорации

перфорации

среда при вскры­

м

испытания

интервала,

м

за один спуск

отв/м

тии пласта

от

до

м

м

(верх)

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3795

3825

1

30

не устанавливается

ПКО-89С

5

до 20

СГС-18 (p=1800)

3505

3520

2

15

-//-

Роwer Jet Omega

5

-//-

СГС-18 (p=1650)

3200

3215

3

15

3506)

5

СГС-18 (p=1380)

2800

2815

4

15

-//-

5

СГС-18 (p=1120)

2750

2765

5

15

5

-//-

2730

2735

6

5

5

2640

2655

7

15

5

2540

2555

8

15

5

2515

2525

9

10

5

2255

2265

10

10

5

2240

2245

11

5

5

2210

2220

12

10

5

2180

2185

13

5

5

2120

2130

14

10

5

1990

2005

15

15

5

Примечания

1 Интервалы испытания уточняются по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК

2 В интервалах обсаженных 2-3 колоннами рекомендуется применение перфораторов типа Ро,№ег Jet Omega 3506 с глубиной

пробития 1123 мм, Pоwer Jet Omega 3406 с глубиной пробития 980 мм, либо аналогов. На применение перфораторов импортного

производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.

3 Допускается по согласованию с Заказчиком проведение вторичного вскрытия на депрессии на НКТ.

4 Перфорационная среда уточняется геологической службой Заказчика.

5 Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением

Акта готовности к перфорации и получением

разрешения представителя противофонтанной службы.

5.Методы испытания (освоения) объектов:

Интервал

Вызов притока

Газодинамические исследования

испытания, м

от

до

депрессия

тип

ожидаемый

проницаемость,

количество

(верх)

(низ)

метод

на пласт,

флюида

дебит,

2

мкм, подвиж­

режимов

МПа

тыс. м3/ сут

ность мкм2/мПа-с

исследований

1

2

3

4

5

6

7

8

3795

3825

Снижение плотности СГС-18, плавное снижение

до 30 % от Р пл

г/к

менее 0,1

7

3505

3520

противодавления на пласт.

-//-

г/к

менее 0,1

7

3200

3215

Понижение уровня (при необходимости).

г/к

менее 0,1

7

2800

2815

г/к

0,1-0,3

7

2750

2765

г/к

менее 0,1

7

2730

2735

г/к

0,1-0,3

7

2640

2655

г/к

0,1-0,3

7

2540

2555

г/к

выше 0,5

7

2515

2525

г/к

выше 0,5

7

2255

2265

г/к

0,1-0,3

7

2240

2245

г/к

0,1-0,3

7

2210

2220

г/к

выше 0,5

7

2180

2185

г/к

выше 0,5

7

2120

2130

г/к

выше 0,5

7

1990

2005

г/к

выше 0,5

7

Примечания

1 Интервалы испытания и количество режимов уточняются по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытате-

лем в открытом стволе и согласовываются с заказчиком.

2 Вызов притока производится в соответствии с требованиями п. п. 2.9.7, 2.9.8

«Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности

3 Перед вызовом притока производится очистка призабойной зоны методом обратных промывок, методом МПД с технологическими выстойками

6.Работы по интенсификации притока из пласта:

Интервал испытания,

Наименование работ (операций)

Количество операций

м

по каждому объекту

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

3795

3825

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО), ПГД-БК

1

3505

3520

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)

1

3200

3215

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО), ПГД-БК

1

2800

2815

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)

1

2750

2765

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)

1

2730

2735

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)

1

2640

2655

МПД, технологические выстойки, глинокислотная обработка (ГКО)

1

2540

2555

МПД, технологические выстойки

1

2515

2525

МПД, технологические выстойки

1

2255

2265

МПД, технологические выстойки

1

2240

2245

МПД, технологические выстойки

1

2210

2220

МПД, технологические выстойки

1

2180

2185

МПД, технологические выстойки,

1

2120

2130

МПД, технологические выстойки

1

1990

2005

МПД, технологические выстойки

1

Примечания

1 Необходимость в проведении работ по интенсификации притока из пласта определяет геологическая служба заказчика с уче­

том фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований.

Работы проводятся по спе-

циально составленному плану и утвержденному в установленном порядке.

2 В случае проведения ГРП работы проводятся специализированной сервисной организацией, затраты в смете определяются по

предъявленной калькуляции. Работы проводятся после получения разрешения представителя противофонтанной службы. Перед

гидроразрывом следует произвести дополнительную перфорацию на кабеле перфоратором 7/8 38С-СР HSD, обеспечивающим

увеличенный диаметр входного отверстия. Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта должна соответст­

вовать СТО Газпром «Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных объектов месторождений севера Западной

Сибири», утвержденному 10.04.2007 г.

Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины:

Номер объекта

Интервал установки моста, м

Объем цементного раствора на уста-

Тип и название тампонажного

Расход на одну операцию,

тонн

Суммарное количество на все

операции, тонн

испыта-ния

от

(верх)

до (низ)

новку цементного

моста, м3

материала

тампонажного материала

воды

тампонажного материала

воды

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

3150

3210

1.22

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.61

0.72

2

3030

3085

1.15

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.52

0.68

3

2945

2980

0.94

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.24

0.56

4

2910

2945

0.94

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.24

0.56

5

2705

2755

1.57

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

2.07

0.93

6

2660

2710

1.56

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

2.06

0.93

7

2570

2620

1.54

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

2.03

0.91

8

2370

2420

1.50

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.98

0.89

9

1720

1760

1.16

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.53

0.69

10

1700

1720

0.76

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.00

0.45

11

1665

1705

1.15

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.52

0.68

12

1630

1665

1.04

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.37

0.62

13

1610

1630

0.74

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

0.98

0.44

14*

1580

1615

1.03

ПЦТ I-G-CC-1

1.32

0.45

1.36

0.61

Итого:

21.51

9.67

Примечания

1 - * не учитывать, если консервация скважины предусмотрена с установкой цементного моста.

2 Для 3,4, 9-14 объектов допускается применение ВП.

Потребное количество материалов для испытания пластов и интенсификации притока:

Шифр или название

Код ре­сурса

Нормативные документы на изготовление

Объем на объект, м3

Норма расхода, кг/м3

Потребное количество, тонн

на первый объект

суммарное на последующие объекты

суммарное

на скважи­ну

1

2

3

4

5

6

7

8

Запас реагентов*:

СГС-18 p=1800 кг/м3

ТУ

88,4

1300

-

-

114,92

При перфорации и вызове притока

с учетом объема для создания цир­

куляции:

- СГС-18 p=1800 кг/м3

(первый объект)

ТУ

48

1300

62,4

-

- СГС-18 ** на последующие с уче­

203,5

том потерь (20 %)**

ТУ

14х9,6

1,

-

141,1 (80,6;

(143;

180)

24,2)

86,6)

Для предотвращения

гидратообразований:

- закачка метанола

ГОСТ 2222-95

44,2

796

35,2

-

35,2

При проведении ГРП***:

- жидкость гидроразрыва

113,00

на объект

а) диз/топливо (р=800 кг/м3)

300-600 л/мз

-

33,90

33,90

б) водный раствор KCl

350-650 л/м3

-

39,50

39,50

(р=1170 кг/м3)

в) эмультал (ПАВ)

30 л/мз

-

3,39

3,39

г) ГКЖ

20 л/мз

-

2,26

2,26

- расклинивающий материал -

34,00

600 кг/мз

-

20,40

20,40

проппант

Окончание таблицы 2.8.8

1

2

3

4

5

6

7

8

При проведении ГКО:

а)'hcT'23 %......................

б)'HF40 %.......................

15

7,5

-

ТУ

0,5м3

7,5 м3

20 м3

27,5 м3

ГОСТ 2567-89

0,14м3

1,05 м3

2,8 м3

3,85 м3

в) ПАВ (неонол, ОП-10)

ГОСТ 8433-81, ТУ 38.

1%

0,15 м3

0,4 м3

0,55 м3

Примечания

1  * - Объем раствора, материалов и химреагентов на приготовление раствора приняты с учетом запаса в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ [3].

2  ** Раствор СГС-18 для перфорации, вызова притока и глушения скважины для первого объекта плотностью 1,80 г/см3; для второ­го объекта плотностью 1,65 г/см3; для третьего объекта плотность 1,38 г/см3; для остальных - плотностью 1,12 г/см3 .

3*** - Расход материалов приведен справочно, затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.

11.Работа специальной техники:

Интервал

Наименование работы

Наименование или

Количество,

Единица

Количество

Шифр и номер

 

объекта,

шифр

штук

измере­

позиции норма-

 

м

ния

тива

 

от

до

агрегата

на пер-

на по-

на

на после-

 

(верх)

(низ)

вый

сле-

первый

дующие

 

объект

дующие

объект

объекты

 

объекты

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

 

1 - 15

1 Работа агрегатов:

 

а) при опрессовке

 

- ПВО перед перфорацией

АН-700

1

1 х 14

агр/опер.

2

2 х 14

2757

 

- выкидных линий ПВО

АН-700

агр/опер.

2

2 х 14

2757

 

- ФА перед вызовом притока

АН-700

агр/опер.

1

1 х 14

2757

 

- факельной линии

АН-700

агр/опер.

2

2 х 14

2757

 

- сепаратора

АН-700

агр/опер.

1

1 х 14

2757

 

- лубрикатора

АН-700

агр/опер.

1

1 х 14

2757

 

- цементных мостов

АН-700

агр/опер.

1

1 х 14

2757

 

б) при проведении испытания:

АН-700

1

1 х 14

час

828

8452,8

2751

 

ЦА-320

1

1 х 14

час

828

8452,8

2750

 

трактор Т-130

1

1 х 14

час

448,8

4591,68

4433

 

бульдозер Т-130Б

1

1 х 14

час

4,0

4,0 х 14

4434

 

СМН-20

1

1 х 14

час

4,0

4,0 х 14

2752

 

осреднительная ем­

 

кость

1

1х14

агр/опер.

1

1 х 14

2748

 

1

в) при интенсификации притока

 

- ГРП / работы после интен­

АН-1000

1

-

час

112,8/ -

-

Расчет стоимости

 

сификации

АН-700

2

-

час

273,6/-

-

Расчет стоимости

 

ЦА-320

1

-

час

112,8/62,4

-

Расчет стоимости

 

Смеситель АПС-3

1

-

час

11 / -

-

Расчет стоимости

 

СКЦ-2М

1

-

час

112,8 / -

-

Расчет стоимости

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1-7

- ГКО / работы после интенси-

АНЦ-32/50

2

2х6

час

134,4/-

700,8/-

фикации

СИН-2

2

2х6

час

134,4/-

700,8/-

АН-1000

1

1x6

час

67,2/-

350,4/-

1 - 15

2 Дежурство агрегатов:

- при проведении испытания

АН-1000

1

1 х14

час

897,6

9183,36

2751

АН-700

1

1 х14

час

69,6

730,56

2751

ЦА-320М

1

1 х14

час

69,6

730,56

2750

ППУ-3М

1

1х 4

час

24,0

24 х14

2802

1

- при интенсификации

АН-1000

1

-

час

- / 273,6

-

2751

притока:

АН-700

-

час

- / 273,6

-

2750

- при ГРП / работы после интен­

ЦА-320

1

-

час

- / 211,2

-

2750

сификации

ППУ-3М

1

-

час

465,6

-

1-7

- при ГКО/ работы после интен-

ППУ-3М

1

1x6

час

24,0

24x6

сификации

1 - 15

3 Эксплуатация БУ

БУ

1

-

час

897,6

-

А60/80

1 х14

час

-

9183,36

1 - 15

4 Пробег агрегатов для испыта-

АН-1000

1

-

км

406

-

2806

ния скважины

АН-700

1

-

км

406

-

2806

ЦА-320

1

-

км

406

-

2806

СМН-20

1

1

км

406

406х14

2806

Осред. емкость

1

1

км

406

406х14

2806

ППУ-3М

1 х14

км

406

406х14

2806

1

- ГРП*

АН-700

1

-

км

406

-

Расчет стоимости

АН-1000

1

-

км

406

-

СКЦ-2М

Расчет стоимости

(СКУПЦ)

1

-

км

406

-

Смесит. АПС-3

1

-

км

406

-

Расчет стоимости

Пропантовоз

1

-

км

406

-

1-7

- ГКО

АНЦ-32/50

-

2

км

406

406х6

СИН-2

-

2

км

406

406х6

Расчет стоимости

АН-1000

-

1

км

406

406х6

Примечание

1* Работа техники при проведении ГРП приведена справочно. Затраты учтены представленной стоимостью работ по ГРП.

2. 1ШУ-3М применяется только в случае проведения испытания с передвижной установки после расконсервации скважины или после при­

остановки работ (по экономическим причинам, отсутствие подъездных дорог и т. д.).

Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе:

Наименование работ

Источ­

Объекты

ник нормы

1 об

2 об

3 об

4 об

5 об

6 об

7 об

8 об

9 об

10 об

11об

12об

13об

14об

15об

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1 Установка для ис­пытания

F-320

А-60/80

2 Интервал залегания объекта

3795­3825

3505­3520

3200­3215

2800­2815

2750­2765

2730­2735

2640­2655

2540­2555

2515­2525

2255­2265

2240­2245

2210­2220

2180­2185

2120­2130

1990­2005

3 Индекс пласта

Юб-7

Ю2-4

Ач3

БЯ12

БЯП

БЯ10

ТП220

ТП18

ТП17

ТПю2

ТПю1

ТП10

ТП8

ТП70

ТП4

4 Характер насыще­ния пласта

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

г/к

5  Проницаемость пла­ста, мкм2

6  Время на испыта­ние:

[79]

менее 0,1

менее 0,1

менее 0,1

0,1-0,3

менее 0,1

0,1-0,3

0,1-0,3

выше 0,5

выше 0,5

0,1-0,3

0,1-0,3

выше 0,5

выше 0,5

выше 0,5

выше 0,5

- подготовительные работы

табл. 22

2,5

2,9

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

- шаблонирование колонны

табл.22

1,1

1,4

1,2

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

1,0

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

- испытание по ком­плексной норме

табл.12, 11, 9

26,9

27,4

26,5

21,7

25,3

21,7

21,7

18,2

18,2

20,9

20,9

17,3

17,3

17,3

17,3

-дополнительные спуски перфоратора

табл. В

0,18х5

0,18х2

0,15х2

0,12х2

0,12х2

-

0,12х2

0,12х2

0,12х1

0,1х1

0,1х1

0,1х1

0,1х1

0,1х1

0,1х2

- дополнительное время при вызове притока:

Окончание таблицы 2.8.12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

- при смене растворов

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

- проведение МПД, технологические вы - стойки (двое суток)

5,2

5,2

4,8

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

Итого по п.6:

37,4

38,06

33,6

28,14

31,74

27,9

28,14

24,64

24,52

26,7

26,7

23,1

23,1

23,1

23,2

Всего по п.6:

420,04

7 Интенсификация притока

7.1 ГРП

-  доп. перфорация пе­ред ГРП

-  гидроразрыв пласта (ГРП)

-  работы после интен­сификации притока

табл. 24 табл. 24

табл. 23

3,3 4,7 11,4

Итого по п.7.1:

19,4

7.2 ГКО

-кислотная обработка - работы после интен­сификации притока

табл. 23, 24

2,8 11,4

2,8 11,4

2,6 11,0

2,3 9,0

2,3 10,8

2,3 9,0

2,3 9,0

Итого по п..7.2:

89,0

7.3

-  ПГД. БК

-  работы после интен­сификации притока

табл. 23, 24

5,3 11,4

4,8 11,0

Итого по п..7.3:

32,5

Всего по п. 6 и 7

560,94


Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрыв­шей ачимовские и юрские отложения, производится в соответствии с РД -206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения», РД ­ «Технологический регламент по испытанию (освоению) скважин на юрские отло­жения севера Тюменской области» и «Технологическим регламентом на испытание скважин в колонне» утвержденным в 2011 г. членом Правления . Газогидродинамические и газоконденсатные исследования проводятся в соответствии с СТП-39-2. «Стандарт предприятия Ф «Тюменбургаз». Исследование газовых, га - зоконденсатных (с АВПД) и нефтяных скважин».

Перед началом работ по освоению производится спуск шаблона, скребка до искус­ственного забоя. Спуск производить с промывками через 500 м в течение одного цикла, на забое промывку производить в течение 4 - 5-ти циклов.

Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на техническую воду, про­мыть скважину в течение двух циклов с противодавлением.

При необходимости замену бурового раствора производить ступенчато: в начале за­качать облегченный глинистый раствор плотностью 1400 кг/м3, далее облегченный глини­стый раствор плотностью 1200 кг/м3, затем - разделительный буфер (раствор технической воды с КМЦ) в объеме равном объему спущенных в скважину труб; с промывкой на каждой ступени в течение двух циклов.

Опрессовать эксплуатационную колонну совместно с ПВО на давление, превы­шающее не менее чем на 10 % возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов. Произвести замену технической воды на СГС-18 плотностью соответст­вующей плотности раствора при первичном вскрытии.

Поднять НКТ, произвести подготовку скважины, территории, составление акта го­товности скважины для проведения прострелочно-взрывных работ с получением разрешения представителя противофонтанной службы.

Произвести перфорацию скважины перфораторами типа ПКО-89С с контролем пер­форации ГК и ЛМ. В интервалах обсаженных 2-3 колоннами рекомендуется применение перфораторов типа Ро,№ег Jet Omega 3506 с глубиной пробития 1123 мм, Ро,№ег Jet Omega 3406 с глубиной пробития 980 мм, либо аналогов. На применение перфораторов импортного производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.

После проведения вторичного вскрытия следует произвести спуск колонны НКТ, оборудованной геофизической воронкой до кровли пласта. Спуск производить с замером, шаблонировкой и промежуточными промывками.

После спуска колонны НКТ и оборудования устья скважины следует опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями в присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по вызову притока.

Для создания депрессии на пласт произвести снижение плотности технологического раствора СГС-18 для создания депрессии на пласт до 30 % от Рпл. Произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором СГС-18 с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Время промывки на каждом режиме - до удаления механических при­месей, но не менее двух циклов. Снижение противодавления производить ступенчато в ин­тервале забойных давлений Рзаб = Рпл + 0,7Рпл. Не допускать снижения забойного давления более 0,5Рпл.

Повторно произвести промывки с противодавлением обратным ходом.

Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье исходя из условия: Рзаб » Рпл.

Произвести воздействие на ПЗП методом переменных давлений в течение 20 циклов, вымыть забойную пачку с противодавлением, промыть скважину с противодавлением в те­чение двух циклов.

При наличии в потоке механических примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.

Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье, исходя из условия: Рзаб » Рпл.

Произвести плавный запуск скважины, стравливая газ на факел.

При недостаточной депрессии на пласт понизить уровень технологического раство­ра в скважине с созданием расчетной депрессии до 30 % от Рпл.

При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразо - вания (например, метанол) или горячий конденсат.

Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл>Рзаб>0,7 Рпл.

При испытании высокодебитных объектов при невозможности проведения промы­вок с противодавлением по замкнутому циклу, необходимо проводить отработку скважины по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб ^ 0,7 Рпл с подкачкой горячего технологического раствора в затрубное пространство с целью выноса механических приме­сей.

После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы произ­вести газогидродинамические исследования по утвержденному плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата.

Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное про­странство ингибитор гидратообразования.

Результаты вызова притока и исследований оформить актом.

При отсутствии ожидаемого притока произвести работы по его интенсификации.

2.8.3 Интенсификация притока методом глинокислотной обработки пласта.

Интенсификация притока методом глинокислотной обработки проводится согласно РД 0-2001 «Технологический регламент по кислотной обработке для интенси­фикации притока малопродуктивных пластов Ямбургского и Уренгойского ГКМ»

Перед проведением ОПЗ следует произвести ГДИ по определению дебита скважины на 3-4 режимах и определить и приемистость пласта.

Для проведения воздействия на ПЗП скважин, вышедших из бурения, применяется следующий глинокислотный состав (ГКО):

10-12 % HCL + 3-6 % HF + 1 % НПАВ (неонол, ОП-10).

При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивается расчетное количество глинокислотного раствора и доводится до интервала перфорации продавочной жидкостью, затем закрывают затрубную задвижку и закачивают раствор в пласт.

По завершению продавки скважина должна оставаться на реагирование в течение 1 2 часов с последующим освоением.

2.8.4 Интенсификация притока ПГД. БК

2.8.4.1 Для реализации технологии газодинамического разрыва пласта следует ис­пользовать пороховые генераторы давления типа ПГД. БК-150, (ПГД. БК-100М ) и др.

Генераторы предназначены для газодинамического разрыва продуктивного пласта в добывающих, нагнетательных и разведочных скважинах. Объектами обработок являются низко - и среднепроницаемые породы - коллекторы, фильтрационные свойства которых бы­ли снижены в процессе бурения, заканчивания и эксплуатации скважин. Применение генера­торов эффективно для воздействия как на терригенные, так и на карбонатные коллектора.

Заряд генератора ПГД. БК-150 смонтирован на опорной трубе из алюминиевого сплава, по всей поверхности покрыт гидроизоляционным составом, а по наружной боковой поверхности - дополнительным покрытием, предохраняющим заряд от трения и ударов о ко­лонну и обеспечивающим прогрессивное горение с поверхности канала. Резьбы и проточки на концах опорной трубы позволяют соединять между собой необходимое число пороховых зарядов с помощью штуцеров. Внутри опорных труб размещают пусковые пиротехнические воспламенители ППВ. ПГД. БК-150, представляющие собой прессованную цилиндрическую шашку из пиротехнического состава. Опорные трубы загерметизированы в нижней части за­глушкой, в верхней - алюминиевой кабельной головкой однократного использования. В го­ловке размещен пиропатрон.

В генераторе ПГД. БК-100М продукты горения воспламенительного заряда поджи­гают основные заряды. Заряды генератора ПГД. БК-100М поставляют комплектом, состоя­щим из одного воспламенительного заряда и пяти основных зарядов. Боковая поверхность пороховых зарядов ПГД. БК-100М имеет защитное покрытие. В канале воспламенительного заряда размещают опорную трубу с пиротехническими воспламенителями, загерметизиро­ванную в верхней части кабельной головкой, в нижней - заглушкой. Основные заряды, раз­мещенные над воспламенительным, надеты на каротажный кабель, нижние - на специальный трос. На шесть зарядов ПГД. БК-100М необходимо две шашки воспламенителя ППВ. ПГД. БК-150 и один пиропатрон ПП-9.

Для сборки генератора типа ПГД. БК - 100М в опорную трубу вкладывают две шашки воспламенителя, с одной стороны ввинчивают кабельную головку, с другой - заглушку. К заглушке прикрепляют трос, а на кабель надевают верхние основные заряды и прикрепляют к нему верхний наконечник. После этого собирают кабельную головку, потом со стороны троса на опорную трубу надевают воспламенительный заряд и вплотную к нему три основ­ных заряда. Затем гайкой закрепляют наконечник. Верхние основные заряды, надетые на ка­бель, вплотную придвигают к воспламенительному заряду и закрепляют бандажом верхний наконечник.

При подаче по кабелю электрического импульса срабатывает пиропатрон, который поджигает пусковые воспламенители ППВ. ПГД. БК-150, расположенные в каналах всех опорных труб. Образующиеся продукты сгорания пусковых воспламенителей прожигают стенки труб и воспламеняют пороховые заряды. На расстоянии 10 м от верхнего торца гене­ратора к кабелю прикрепляют крешерный прибор.

Для сборки генератора давления типа ПГД. БК-150 в каждую опорную трубу вклады­вают две шашки воспламенителя ППВ. ПГД. БК-150, трубы с зарядами соединяют между со­бой штуцерами. На один заряд ПГД. БК-150-две шашки воспламенителя ППВ. ПГД. БК-150 и на 10 зарядов ПГД. БК-150 - один пиропатрон ППТ-230. В опорную трубу нижнего заряда ввинчивают заглушку с опорной шайбой и закрепляют наконечник. В опорную трубу верх­него заряда ввинчивают кабельную головку с опорной шайбой. В корпус кабельной головки вкладывают пружину, пиропатрон, электроввод, после чего на кабельную головку надевают гайку и соединяют втулку с кабелем. Центральную жилу кабеля пропускают через уплотне­ние, закрепляют на конце жилы контакт, уплотнение вставляют в наконечник и соединяют его с втулкой с помощью накидной гайки.

2.8.4.2 Генераторы собирают между собой в гирлянду из пороховых зарядов. Спуск производится на геофизическом кабеле.

Длина гирлянды составляет от 2,5 до 6,8 м, масса зарядов от 28 до 75 кг. Следует применять в скважинах диаметром не менее 118 мм при температуре до 100 °С.

Спуск и подъем генераторов типа ПГД БК производят на бронированном каротаж­ном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

При проведении технологического процесса устье скважины должно быть оборудо­вано перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, лубрикатором.

Далее скважину шаблонируют, производят замер длины кабеля, привязку по каро­тажу.

Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру.

Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию, или в непосредственной близости к нему. После спуска генератора на заданную глубину ка­ротажный кабель закрепляют на устье скважины. Сгорание порохового заряда фиксируют по рывку кабеля, выбросу жидкости или по звуковому эффекту.

При толщине пласта свыше 20 м производят многократное сжигание пороховых за­рядов.

При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, производят поинтервальное и последовательное снизу вверх воздействие на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют кремерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

2.8.5 Проведение работ по гидроразрыву пласта

Перед гидроразрывом произвести дополнительную перфорацию на кабеле перфора­тором, обеспечивающим увеличенный диаметр входного отверстия, например перфоратором фирмы «Шлюмберже» 2 7/8 38С-СР HSD, пробивающим входное отверстие диаметром 15,8 мм в обсадной колонне.

Работы по гидроразрыву производить после получения разрешения представителя противо - фонтанной службы согласно составленному плану работ.

Технология работ по проведению гидравлического разрыва пласта приведена в соответст­вии с «Технологическим регламентом по технологии гидравлического разрыва пласта для интенси­фикации притока пластового флюида», утвержденным в 2000 г.

Требования к выбору объекта для гидравлического разрыва пласта.

Гидроразрыв пласта производится при отсутствии высокодебитного притока из пла­ста. При проектировании интенсификации притока пласта необходимо, чтобы не менее 50 % интервала разобщения между интервалом перфорации и ближайшим проницаемым пластом имело хорошее сцепление (данные акустического цементомера) и полное заполнение зако - лонного пространства цементным раствором (данные радиоактивного цементомера).

Эффективная толщина объекта испытания должна быть не менее 10 м, а коэффици­ент песчанности не менее 30 %. Расстояние от объекта испытания до проницаемого (не пер­форированного) пласта должна быть не менее 10 м. Толщина глинистого раздела ниже и выше объекта испытания должна быть не менее 8 м.

В скважине, перед проведением ГРП необходима очистка ПЗП.

Выбор наземного и подземного оборудования.

а) Устьевое оборудование

При проведении ГРП, в соответствии с ожидаемым давлением в процессе его прове­дения устье скважины оборудуются специальной устьевой арматурой 1АУ-700 (1АУ-1050) или 2АУ-700 (2АУ-1050).

До установки на устье арматура должна быть опрессована согласно п. 3.5.2.3 ПБ 08­624-03. Арматура устья должна позволять производить спуск и подъем труб с муфтами без нарушения герметичности устья скважины.

На трубной головке арматуры устья должен быть установлен манометр с разделите­лем с соответствующим пределом измерений и размером циферблата для визуального на­блюдения.

Арматура устья АУ-700 рассчитана на давление 70 МПа; трубная головка на давле­ние 32 МПа; на устьевой и трубной головках по 2 линии диаметром 50 мм.

б) Наземное оборудование

Основным оборудованием для проведения ГРП являются насосные агрегаты, рабо­чая характеристика и количество которых выбираются из основных параметров ГРП (произ­водительность закачивания, давление, количество проппанта, жидкости и т. п.).

Для приготовления жидкости разрыва и смешивания ее с проппантом применяются смесительные установки отечественные (АСП-3) или импортные (МС-60).

Насосные агрегаты соединяются с блоком манифольдов (БМ-700) и с арматурой устья при помощи 50 мм гибких металлических трубопроводов, после монтажа последние опрессовываются на полуторократное рабочее давление.

Для транспортировки расклинивающего материала применяются отечественные аг­регаты 4ПА и ЦПС-50 или импортные РС-200. Для контроля и регистрации параметров про­цесса ГРП применяются станция контроля и управления процессом (СКЦ-2М).

в) Подземное оборудование

Для предохранения обсадной колонны от большого давления при гидроразрыве пласта выше интервала перфорации на 10 м устанавливается пакер ПВМ-ЯГ 118х700.

Насосно-компрессорные трубы для проведения ГРП рекомендуется применять диа­метром 73 или 89 мм в соответствии с рассчитанным давлением по маркам стали и толщинам стенок.

г) Составы и параметры жидкостей гидроразрыва, технология приготовления жид­костей гидроразрыва.

Выбор жидкости разрыва.

При проведении гидроразрыва пласта с проницаемостью менее 0,05 мкм2 применя­ются растворы на углеводородной основе. Оптимальный расход жидкости разрыва от 2 до 8 м3 на метр эффективной толщины пласта. В качестве углеводородной среды применяются нефть, газоконденсат или дизельное топливо.

Таблица 2.44 - Количество химреагентов для приготовления 1 м раствора

Состав жидкости ГРП

Назначение

Расход

Дизтопливо, нефть, г/к 30-60 %

Углеводородная среда

л

Водный раствор NaCl, КС1

Водная фаза для приготовления

л

(р = 11%

эмульсии

Эмультал 3 %

ПАВ для устойчивости эмульсий

30 л

ГКЖ-10 2%

Термостабилизатор, гидрофобизатор

20 л

Жидкость на углеводородной основе готовится следующим образом.

В протермостатированной углеводородной жидкости растворяется расчетное коли­чество эмультала; отдельно готовится водный раствор солей хлористого натрия или калия. Через диспергатор цементировочными агрегатами подается в емкость углеводородная жид­кость с эмульталом и солевой раствор; круговой циркуляцией продолжается перемешивание при давлении на агрегатах не менее 4,0 МПа; после перемешивания и получения эмульсии в последнюю вводится реагент термостабилизатор, гидрофобизатор ГКЖ-10 (ГКЖ-11). После получения заданных параметров инвертного эмульсионного раствора циркуляцию прекра­щают.

Выбор расклинивающего материала.

Для закрепления трещины после гидроразрыва применяются расклинивающий мате­риал - искусственный проппант керамический, изготовитель - Боровичский комбинат огне­упоров. Характеристика расклинивающего материала приведена в таблице 10.14.

- рекомендуемые размеры фракций расклинивающего материала для закрепления трещины 0,5 - 0,8 мм; в проектируемой трещине гидроразрыва должно быть в удаленной час­ти 15 % расклинивающего материала с размером фракций 0,33 - 0,42 мм; в средней части 70 % 0,69 - 0,83 мм; в части, ближайшей к забою скважины 15 % 1,4 - 1,7 мм.

Перед применением расклинивающего материала на скважине необходимо про­вести входной ситовой контроль на размер фракций на соответствие техническим условиям завода-изготовителя.

Плотность жидкости с расклинивающим материалом:

рсм = Соб (ррм - ржн) +р жн 1

где ррм - плотность расклинивающего материала, принята 3100 кг/м3; ржн - плотность жидкости-разрыва, кг/м3;

Соб - объемная концентрация расклинивающего материала, ед.

где Свес - весовая концентрация расклинивающего материала, кг/м3.

Соб =600/600 + 3100 = 0,162

Рсм= 0,162 • () + 1065 = 1394 кг/м3

Объем жидкости с расклинивающим материалом:

где 0рм - вес расклинивающего материала, необходимого для прове­

дения ГРП, кг;

Ужн = 20400/600 = 34 м3

Общий объем рабочей жидкости с учетом фильтрации -113 м3.

Продавочная жидкость. Определяется объем продавочной жидкости (м3):

p ■ Д 2l

у г>в н к т

пр. ж

4

где Дв - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, м;

L^t - длина НКТ, м. Упр. ж.=11,7 м

В качестве продавочной жидкости используется хлористый натрий или конденсат.

В зону ММП закачивается конденсат.

Технология проведения работ по гидроразрыву пласта

Провести работы по глушению скважины, спуску пакера, распакеровки последнего, установки устьевого и наземного оборудования, опрессовки оборудования.

Приготовить 3 % раствор хлористого калия или хлористого натрия - в объеме 45 м3. Закачать в скважину водный раствор хлористого калия или хлористого натрия и провести испытания на приемистость пласта.

График подачи раствора для определения приемистости пласта

Этап

Расход,

Объем раствора

Суммарный

м3/мин

на каждом этапе, м3

объем раствора, м3

1

2

3

4

1

0,5

1,5

1,5

2

1,0

3,0

4,5

3

1,5

4,5

9,0

4

2,0

6,0

15,0

5

2,5

7,5

22,5

6

3,0

9,0

31,5

7

3,5

13,5

45,0

Переход на следующий расход осуществляется после стабилизации давления на устье скважины.

Остановить насосы, провести запись мгновенного снижения давления при закрытом трубном пространстве. Проконтролировать процесс снижения давления до значения, при ко­тором трещина закроется.

Заполнить трубы жидкостью для проведения предварительного гидроразрыва. При максимальном расходе и давлении, не превышающем давление опрессовки оборудования, провести гидроразрыв.

При недостижении интенсивности закачки и наличии высокого давления, превы­шающего давление опрессовки, провести дополнительные работы по снижению фильтраци­онных сопротивлений в призабойной зоне (дополнительная перфорация или солянокислая обработка пласта).

Провести продавку жидкости разрыва конденсатом или раствором KCl. Объем про - давки равен объему НКТ (11,7м3). В зону ММП закачать незамерзающую жидкость на гл. 400 м (газоконденсат).

Остановить насосы, слить жидкость из наземных линий, стравить давление из за - трубного со сливом раствора в емкость. Провести анализ предварительного гидроразрыва для корректировки параметров основного ГРП: уточнить градиент гидроразрыва; определить давление закрытия трещин и потерь давления на трение; оценить количество фильтрации жидкости в пласт.

Опрессовать наземные линии до арматуры на давление опрессовки колонны.

В зависимости от применяемого типа пакера создать и поддерживать в процессе ГРП требуемое давление в затрубном пространстве. На нагнетательной линии установить предо­хранительный клапан.

Произвести разрыв пласта и закачку жидкости разрыва и расклинивающего мате­риала согласно плану-графику. Закачка осуществляется с максимальной производительно­стью и учетом давления опрессовки нагнетательных линий и возможности насосно- компрессорных труб.

Произвести продавку жидкости разрыва с расклинивающим материалом 3 % раство­ром хлористого калия или натрия и конденсатом (в зону ММП). Объем продавки на л меньше расчетного, а перед основным ГРП уточняется количество продавочной жидкости.

Остановить насосы. Провести измерение и регистрацию процесса снижения давле­ния в НКТ. Стравить давление в наземных линиях, открыть затрубное пространство, слить жидкость в емкость. Оставить скважину закрытой от 8 до 12 часов для формирования тре­щины. После формирования трещины открыть трубное пространство, отбить забой, произве­сти работы по извлечению пакера.

Глушение скважины осуществлять жидкостями, не ухудшающими проницаемость призабойной зоны. Для контроля расположения созданной трещины проводится контроль­ный замер термометром перед ГРП и основной замер - после ГРП.

На скважине при проведении гидроразрыва пласта контролируются следующие па­раметры раствора:

-  плотность, кг/м3;

-  статистическое напряжение сдвига через 1 мин. и 10 мин., дПа;

-  фильтрация в нормальных условиях, см3/30 мин;

водородный показатель (рН);

-  температура, °С;

-  электростабильность, В (для углеводородных жидкостей);

-  растекаемость, см.

Исследование скважины.

После полной очистки скважины и выходе ее на устойчивый режим работы произ­вести ГДИ по утвержденному плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.

Во время проведения ГДИ и ГКИ при необходимости подавать в затрубное про­странство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат. Результаты вызова прито­ка, ГДИ и ГКИ оформить актом.13 Ликвидация (консервация) скважины

Приостановка работ на скважине на срок до 6 месяцев

В случаях ожидания испытания скважины, законченной бурением, а также в других случаях, предусмотренных «Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов РД » [90], скважина может находиться без консервации на срок до 6 месяцев, при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки.

Объем работ и мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки оформляются соответствующим планом:

- на заканчиваемых бурением скважинах – планом заключительных работ;

- в других случаях – планом на приостановку работ на объекте.

План работ утверждается техническим руководством предприятия, осуществляющего производство работ на объекте, согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора по ЯНАО и предприятием-недропользователем (Заказчиком) и ПФС.

Консервация скважины по окончании строительства

Консервация скважин производится при условии выполнения мероприятий по обеспечению промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды на весь срок приостановки в соответствии с требованиями РД [90]:

- составляется акт о консервации за подписью представителей бурового и добывающего предприятия, акт утверждается главным геологом предприятия, на балансе которого находится скважина;

- задвижки на фонтанной арматуре должны быть закрыты, штурвалы задвижек арматуры сняты, на арматуре устанавливаются заглушки;

- на консервируемой скважине должен производиться контроль за техническим состоянием (контроль давлений в трубном, затрубном и межколонном пространствах, уровень загазованности на устье скважины, фиксируется наличие грифонов). Периодичность проверок устанавливается пользователем недр по согласованию с Ростехнадзором ЯНАО (но не реже двух раз в год для скважин, законсервированных после окончания строительства).

Ответственность за состояние скважины несет руководитель предприятия, на балансе которого находится скважина.

В случае появления межколонных газопроявлений, грифонов, предприятие, на балансе которого находится скважина, проводит работы по их устранению по плану, согласованному с противофонтанной службой.

Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации при консервации скважины согласовывается с противофонтанной службой.

Ликвидация скважины

Рассматривается вариант ликвидации скважины после завершения испытания скважины. Для этого необходимо:

- заглушить скважину приготовленным (имеющимся) технологическим раствором. Демонтировать фонтанную арматуру, установить ПВО;

- опрессовать ПВО, спустить колонну НКТ в скважину;

- в интервале башмака кондуктора установить цементный мост не мене 50 м;

- после ОЗЦ проверить качество установки моста опрессовкой и разгрузкой на него колонны НКТ (давление опрессовки и величина нагрузки определяется в плане работ);

- заполнить интервал залегания ММП незамерзающей жидкостью;

- извлечь из скважины инструмент, демонтировать ПВО, трубную головку, установить на колонную головку глухой фланец;

- установить на устье скважины бетонную тумбу размером 1х1х1 м с репером и металлической табличкой, на которой электросваркой указать номер скважины, наименование месторождения и предприятия-пользователя недр, дату ликвидации скважины;

- произвести демонтаж оборудования.

Все работы производятся согласно плану работ, согласованному с территориальными органами Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.



Подпишитесь на рассылку:

 Договора по типам

Списки договоров, примеры и конкретные договора, рассортированные по тематическим спискам.

Cмотрите также


Проекты по теме:

Договора
Регионы
АдыгеяАлтайский крайАмурская обл.Архангельская обл.Астраханская обл.Башкортостан (Башкирия)Белгородская обл.Брянская обл.БурятияВладимирская обл.Волгоградская обл.Вологодская обл.Воронежская обл.Еврейская обл.ДагестанИвановская обл.Иркутская обл.Кабардино-БалкарияКалининградская обл.КалмыкияКалужская обл.Камчатская обл.Карачаево-Черкесская РеспубликаКарелияКемеровская обл.Кировская обл.Костромская обл.Краснодарский крайКрасноярский крайКурская обл.Курганская областьЛенинградская обл.Липецкая обл.Магаданская обл.Марий ЭлМордовияМосковская обл.Мурманская обл.Нижегородская обл.Новгородская областьНовосибирская обл.Омская обл.Оренбургская обл.Орловская обл.Пензенская обл.Пермский крайПриморский крайПсковская обл.Ростовская обл.Рязанская обл.Самарская обл.Саратовская обл.Саха (Якутия)СахалинСвердловская обл.Северная ОсетияСмоленская обл.Ставропольский крайТамбовская обл.ТатарстанТверская обл.Томская обл.Тульская обл.Тюменская обл. и Ханты-Мансийский АОУдмуртияУльяновская обл.Уральская обл.Хабаровский крайЧелябинская обл.Чечено-ИнгушетияЧитинская обл.ЧувашияЧукотский АОЯмало-Ненецкий АОЯрославская обл.
Основные порталы, построенные редакторами

Домашний очаг

ДомДачаСадоводствоДетиАктивность ребенкаИгрыКрасотаЖенщины(Беременность)СемьяХобби
Здоровье: • АнатомияБолезниВредные привычкиДиагностикаНародная медицинаПервая помощьПитаниеФармацевтика
История: СССРИстория РоссииРоссийская Империя
Окружающий мир: Животный мирДомашние животныеНасекомыеРастенияПриродаКатаклизмыКосмосКлиматСтихийные бедствия

Справочная информация

ДокументыЗаконыИзвещенияУтверждения документовДоговораЗапросы предложенийТехнические заданияПланы развитияДокументоведениеАналитикаМероприятияКонкурсыИтогиАдминистрации городовПриказыКонтрактыВыполнение работПротоколы рассмотрения заявокАукционыПроектыПротоколыБюджетные организации
МуниципалитетыРайоныОбразованияПрограммы
Отчеты: • по упоминаниямДокументная базаЦенные бумаги
Положения: • Финансовые документы
Постановления: • Рубрикатор по темамФинансыгорода Российской Федерациирегионыпо точным датам
Регламенты
Термины: • Научная терминологияФинансоваяЭкономическая
Время: • Даты2015 год2016 год
Документы в финансовой сферев инвестиционнойФинансовые документы - программы

Техника

АвиацияАвтоВычислительная техникаОборудование(Электрооборудование)РадиоТехнологии(Аудио-видео)(Компьютеры)

Общество

БезопасностьГражданские права и свободыИскусство(Музыка)Культура(Этика)Мировые именаПолитика(Геополитика)(Идеологические конфликты)ВластьЗаговоры и переворотыГражданская позицияМиграцияРелигии и верования(Конфессии)ХристианствоМифологияРазвлеченияМасс МедиаСпорт (Боевые искусства)ТранспортТуризм
Войны и конфликты: АрмияВоенная техникаЗвания и награды

Образование и наука

Наука: Контрольные работыНаучно-технический прогрессПедагогикаРабочие программыФакультетыМетодические рекомендацииШколаПрофессиональное образованиеМотивация учащихся
Предметы: БиологияГеографияГеологияИсторияЛитератураЛитературные жанрыЛитературные героиМатематикаМедицинаМузыкаПравоЖилищное правоЗемельное правоУголовное правоКодексыПсихология (Логика) • Русский языкСоциологияФизикаФилологияФилософияХимияЮриспруденция

Мир

Регионы: АзияАмерикаАфрикаЕвропаПрибалтикаЕвропейская политикаОкеанияГорода мира
Россия: • МоскваКавказ
Регионы РоссииПрограммы регионовЭкономика

Бизнес и финансы

Бизнес: • БанкиБогатство и благосостояниеКоррупция(Преступность)МаркетингМенеджментИнвестицииЦенные бумаги: • УправлениеОткрытые акционерные обществаПроектыДокументыЦенные бумаги - контрольЦенные бумаги - оценкиОблигацииДолгиВалютаНедвижимость(Аренда)ПрофессииРаботаТорговляУслугиФинансыСтрахованиеБюджетФинансовые услугиКредитыКомпанииГосударственные предприятияЭкономикаМакроэкономикаМикроэкономикаНалогиАудит
Промышленность: • МеталлургияНефтьСельское хозяйствоЭнергетика
СтроительствоАрхитектураИнтерьерПолы и перекрытияПроцесс строительстваСтроительные материалыТеплоизоляцияЭкстерьерОрганизация и управление производством

Каталог авторов (частные аккаунты)

Авто

АвтосервисАвтозапчастиТовары для автоАвтотехцентрыАвтоаксессуарыавтозапчасти для иномарокКузовной ремонтАвторемонт и техобслуживаниеРемонт ходовой части автомобиляАвтохимиямаслатехцентрыРемонт бензиновых двигателейремонт автоэлектрикиремонт АКППШиномонтаж

Бизнес

Автоматизация бизнес-процессовИнтернет-магазиныСтроительствоТелефонная связьОптовые компании

Досуг

ДосугРазвлеченияТворчествоОбщественное питаниеРестораныБарыКафеКофейниНочные клубыЛитература

Технологии

Автоматизация производственных процессовИнтернетИнтернет-провайдерыСвязьИнформационные технологииIT-компанииWEB-студииПродвижение web-сайтовПродажа программного обеспеченияКоммутационное оборудованиеIP-телефония

Инфраструктура

ГородВластьАдминистрации районовСудыКоммунальные услугиПодростковые клубыОбщественные организацииГородские информационные сайты

Наука

ПедагогикаОбразованиеШколыОбучениеУчителя

Товары

Торговые компанииТоргово-сервисные компанииМобильные телефоныАксессуары к мобильным телефонамНавигационное оборудование

Услуги

Бытовые услугиТелекоммуникационные компанииДоставка готовых блюдОрганизация и проведение праздниковРемонт мобильных устройствАтелье швейныеХимчистки одеждыСервисные центрыФотоуслугиПраздничные агентства

Блокирование содержания является нарушением Правил пользования сайтом. Администрация сайта оставляет за собой право отклонять в доступе к содержанию в случае выявления блокировок.