Согласованы

приказом Комитета

по государственному контролю за

чрезвычайными ситуациями и

промышленной безопасностью

Республики Казахстан

от «9» июля 2012 года

№ 37

Методические рекомендации

по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов

1. Область применения

1. Настоящие Методические рекомендации распространяются на испытания скважин испытателями пластов на трубах и кабеле (далее-пластоиспытателями), при проведении нефтяных операций.

2. Общие положения

2. Испытание скважин пластоиспытателями (далее - испытания) относятся к исследованиям по комплексному изучению вскрываемого стратиграфического разреза при проведении нефтяных операций.

3. Испытание скважин проводится с учетом геолого-технических условий и характеристики объекта, для выполнения следующих исследований:

определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;

определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;

изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;

оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;

оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;

определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.

4. При испытании трубным испытателем пластов проводится регулирование и отбор пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.

Отработка пласта на разных режимах производится с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

Режим испытания указывается в плане организации работ и корректируются по фактическим геолого-техническим условиям.

5. При испытаниях в плане организации работ указываются:

депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);

продолжительность отбора флюида из пласта;

продолжительность закрытия скважины для регитрации восстановления давления;

количество циклов «приток-восстановление давления»;

соотношение между дебитом и депрессией на пласт;

соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.

6. В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:

начальное пластовое давление;

коэффициент продуктивности h, определяемый по формуле:

h,  (1)

где Q – дебит флюида;

- средняя депрессия, действующая на пласт;

  коэффициент гидропроводности пласта определяемый по формуле

hэф. раб.  (2)

где - проницаемость пласта;

  - динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;

  hэф. раб – эффективная работающая толщина пласта;

  - коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);

  - радиус исследования пласта;

  - коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.

7. Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:

испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;

испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;

эжекторные многофункциональные испытатели пластов.

8. При исследованиях с применением испытателя пластов на трубах (далее – ИПТ) в открытом стволе регистрируют на диаграмме изменение давления на забое, в процессе притока и восстановления давления.

Технология обеспечивает получение данных о скин-факторе и свойствах прискважинной зоны пласта, в зависимости от проницаемости породы.

9. Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного давления.

10. Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле (далее – ИПК) проводятся для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных пластов с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.

3. Организация работ

11. На основании проекта строительства скважин или по решению руководителя организации и геологической службы, согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям представители производителя работ и недропользователя составляют план организации работ по испытанию в согласно приложению 2 к настоящим Методическим рекомендациям, при участии руководителя и исполнителя работ по бурению и испытанию скважины, аварийно-спасательной противофонтанной службы и утверждают руководители технической и геологической службы недропользователя.

Действия персонала в опасной ситуации, при газонефтеводопроявлении указываются в Плане ликвидации аварий (ПЛА), который находится на объекте и руководства изготовителя по эксплуатации пластоиспытателя.

Перед началом работ по подготовке скважины, оборудования и процесса испытания руководитель работ проводит инструктаж исполнителей под роспись, с регистрацией в журнале.

На период испытания назначаются наблюдатели аварийно-спасательной службы.

Весь персонал обеспечивается основными и резервными средствами индивидуальной защиты, газометрического контроля, сигнализации и оповещения в опасной ситуации, при возникновении которой руководитель вводит в действие ПЛА, принимает решение о безопасной остановке работ, герметизации устья, удаление персонала в безопасную зону, передаче сообщения по системе оповещения.

В процессе испытания осуществляется контрольный допуск и учет местонахождения работников на территории объекта.

Передвижение транспортных средств на период испытания  не допускается.

Пожарные средства находятся в постоянной готовности на рабочих местах.

Для оказания медицинской помощи непосредственно в рабочей зоне находятся обученные работники обеспеченные медикаментами.

Все работники обучаются системе визуальной и звуковой сигнализации.

В опасной зоне работы проводятся исполнителями, под постоянным контроля наблюдающих, имеющих средства защиты и спасения.

На период испытания не допускается проведение газоопасных, пожароопасных и электротехнических работ на территории объекта, в охранной и санитарной-защитной зоне, на граничах размещяются наблюдатели имеющие средства защиты, связи, контроля загазованности, контролируют доступ людей на объект испытания.

При обнаружении нарушений немедленно оповещается руководитель работ и принимаются меры по устранению опасности.

12. Руководитель и исполнители работ назначаются и указываются в плане организации работ в соответствии с действующей структурой управления строительства скважины и проведением нефтяных операций, руководитель осуществляет организацию работ и производственный контроль за проведением испытания и обеспечение безопасности на объекте.

13. Руководитель буровой бригады обеспечивает безопасное выполнение работ указанных в плане организации работ:

подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;

обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;

контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном и трубном пространстве в процессе испытания;

выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пласто-испытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка);

соблюдение требований по промышленной, противофонтанной, пожарной безопасности, охране труда и окружающей среды;

режим допуска и учет персонала на объекте.

14. Руководитель работ по испытанию обеспечивает:

выполнение плана организации работ и требований промышленной безопасности;

проверку и исправность технических средств для испытания перед спуском в скважину;

соответствия оборудования устья утвержденной и согласованной схеме;

производственный и технологический контроль в процессе испытания и отбор проб пластового флюида;

безопасное извлечение компоновки после завершения испытания.

15. Перед проведением работ по испытанию скважины недропользователь проводит геофизические исследования и все необходимые измерения геометрических параметров ствола скважины в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

16. Готовность буровой установки и скважины к испытанию оформляют актом, согласно приложению 3 к настоящим Методическим рекомендациям за подписями бурового мастера (мастера по капитальному ремонту) и геолога.

Акт готовности скважины к проведению испытания пласта передают представителю производителя работ перед началом работ на скважине.

Производитель работ убеждается в надлежащей подготовке скважины к испытанию и в случае выполнения всех оговоренных требований подписывает акт и приступает к работе.

17. Испытание скважины не допускается в случае:

неисправности бурового подъемного оборудования, инструмента;

отсутствия противовыбросового устройства или его неисправности;

самопроизвольного притока из скважины с угрозой аварийного фонтанирования (о степени опасности решение принимает руководитель работ – представитель недропользователя);

неполного состава вахты или использования учеников (стажеров) в качестве вахтовых рабочих;

отсутствия документации, необходимой для проведения работ;

отсутствия представителя недропользователя, указанного в плане организаций работ по испытанию скважины.

18. Перед началом работ по испытанию скважины проводят инструктаж вахты с повторением его для каждой вновь заступающей вахты.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6