TZ_na_1VPx - Газпром бурение

Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ при испытании и исследовании поисковой скважины № 1- ВП ВОСТОЧНОПАДИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение», г. Новый Уренгой, ул. Промышленная 11.
Срок оказания услуг: апрель 2014 - июль 2014 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию скважины № 1- ВП ВОСТОЧНОПАДИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
Техническое задание на испытание 2-х объектов
в поисковой скважине № 1-ВП
Восточно-Падинской площади.
Район строительства скважин:
Назначение скважины:
Вид скважин:
Проектный горизонт:
Проектная глубина:
Тюменская область,
Ямало-Ненецкий автономный округ,
Надымский район, номер района - 1Г
поиск залежей УВ.
поисково-оценочная, вертикальные.
юрские отложения (тюменская свита).
4150м.
Характеристика условий и состава работ
1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования, хим. реагентов и материалов выполнить «под ключ»
полный комплекс работ по испытанию 2-х объектов поисковой скважины № 1ВП Восточно - Падинской площади 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:
- монтаж обвязки для испытания скважины (факельных, нагнетательных линий, ГС, емкости и т. д.);
- СПО НКТ (перфоратора на НКТ);
- вызов притока и отработка скважины до полной очистки и выхода ее на устойчивый режим работы;
- интенсификация притока методом МПД и ГРП по требованию Заказчика;
- сопроводительные работы при исследовании скважины;
- консервационные или ликвидационные работы, в том числе артезианской скважины;
- предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями Заказчика;
1
- наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов;
- обеспечение ГСМ собственными силами.
- Заказчик предоставляет фонтанную арматуру и насосно-компрессорные трубы.
- ГИС, ПВР, газогидродинамические и газоконденсатные исследования скважины – позиция Заказчика.
- жидкость глушения предоставляет Заказчик в объеме согласно требованиям ПБ в НГП.
2. Объекты, планируемые к испытанию:
2.1. Ач 13 интервал 3788 – 3815м. (планируется интенсификация притока методом ГРП).
2.2. Ач12 интервал 3736 – 3752м.
3. 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.
4. Подробную информацию об условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Уренгой бурение»
ООО «Газпром бурение».
Контактные телефоны: 8 (3494) 92-22-63, 89124220096 – Никонов Павел Владимирович – зам. начальника ГО ф «Уренгой 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, работ по ГРП.
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 на 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, 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
2
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 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.
I. Конструкция скважины:
Наименование обсадных колонн
Кондуктор
Первая промежуточная
Вторая промежуточная
Третья промежуточная
эксплуатационная
Конструкция скважины
Диаметр, мм/глубина спуска, м
Высота подъема цементного раствора, м
426/500
до устья
324/1400
до устья
245/3550
до устья
194/3400-4000
3400-4000
140/0-4150
до устья
3
II. Характеристики испытываемых пластов:
Индекс
пласта
1
ПК1
БУ102
БУ130
Ач10
Ач11
Ач12
Ач13
Ач14
Ю21
Ю22
Ю3
Интервал
залегания
от
до
(верх) (низ)
2
1325
3440
3455
3600
3680
3750
3810
3840
4025
4050
4065
3
1505
3455
3550
3615
3710
3775
3830
3865
4045
4060
4110
Тип
коллектора
Тип
флюида
4
поровый
поровый
поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
трещинно- поровый
5
вода
вода
нефть
нефть
нефть
нефть
нефть
нефть
г/к
г/к
г/к
Коэффициент
Подвижност
газо-,
Проницаемость,
ь, мкм2/
конденсато
мДа
(МПа · с)
,
нефтенасыщенности
6
7
8
> 1000
менее 80
менее 0,03
менее 80
менее 0,03
0,18-0,34
56%
менее 0,03
0,18-0,34
56%
менее 0,03
0,18-0,34
56%
менее 0,03
0,18-0,34
56%
менее 0,03
0,18-0,34
56%
0,10-2,14
60%
0,10-2,14
60%
0,10,24-0
60%
Пластовое
давление,
МПа
9
13,0
34,7
41,2
54,3
55,6
56,7
57,6
58,0
77,8
78,2
78,6
Толщина
Коэффи- глинистого
циент
раздела
аномальфлюидности
вода,
м
10
1,00
1,03
1,20
1,54
1,54
1,54
1,54
1,54
1,97
1,97
1,97
11
4
III. Технология испытания скважины:
1.Подготовительные и монтажные работы:
Наименование работ
Единицы измерения
Количество
СНиР-49
комплект
1
31.5/451
10 п.м.
20
31.6/452
штук
40
31.7/453
комплект
1
34.34/496
5 Замерная емкость (V = 25 м3)
штук
1
32.5/457
6 Емкость для сбора газоконденсата, нефти (V = 50 м3)
штук
4
32.5/457
7 Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
10 м
10
31.6/452
8 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
10 м
3,0
31.6/452
9 Опорные стойки под выкидные линии
штук
20
31.7/453
10 Монтаж емкостей при проведении интенсификации притока (V до 50 м3)
штук
4
32.5/457
11 Обвязка емкостей
штук
1
8
33.4/462
33.5/463
система
8
33.6/464
1 Монтаж ОП4-180/80 × 105 ХЛ (ОП4-230/80 × 105 ХЛ) перед перфорацией
2 Выкидная линия для освоения (факельная)
3 Опорные стойки под линию освоения
4 Сепаратор ГС 1-64-800-1
12 Система обогрева емкостей
5
2. Оборудование для испытания:
Интервал
испытания, м
Тип
от
до (низ) установки
(верх)
Количество
смен
Устьевое оборудование
тип фонтанной
арматуры
тип превентора
4065
4080
БУ
2
4050
4060
-«-
2
4025
4040
-«-
2
АФ6-80/65 ×
105 К1 ХЛ
(АФ680/50×105 К1
ХЛ)
3840
3860
-«-
2
-«-
-«-
3810
3750
3680
3600
3830
3775
3700
3615
-«-«-«-«-
2
2
2
2
-«-«-«-«-
-«-«-«-«-
Забойное
оборудование
тип интервал
(глубина
установк
и), м
Оборудование при газодинамических
исследованиях
ДИКТ, глубинные манометры,
термометры, сепаратор, каротажный
комплекс; емкости для замера-1шт.(V =
25м3);
для сбора нефти, газоконденсата (V = 50
м3) – 4 штуки, образцовые манометры,
лубрикатор.
ОП4-180/80 × 105 ХЛ
(ОП4-230/80 × 105 ХЛ)
-«-«-
Примечание – подвесное устройство фонтанной арматуры с нижней резьбой НКМ ГОСТ 633-80
3.Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб):
Интервал
Длина
Тип труб, диаметр, Нагрузки, при коВес, кН
Коэффициент запаса прочности
установки, м интервала,
группа прочности,
торых напряже 1 погонный секции нарастаю- на растяна избыточное
м
толщина стенки,
ние в трубах
метр
щий с
жение
давление
м
достигает
коэффиципредела
ентом 1,036
наруж- внутреннее
текучести, кН
ное
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
4080-0
4080
НКM 73,3×5,5 Л
610
0,0948
386,78
400,71
1,45
>1,15
>1,32
Примечания
1 Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник;
6
2 Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест»;
3 В случае применения испытательного оборудования фирмы Halliburton в качестве лифтовой колонны предусмотреть использование
инструмента 2 7/8 с газогерметичной резьбой типа РН-6 или аналогичной.
4.Вскрытие объектов при испытании (освоении):
Интервал
Номер
Длина
испытания, м
объекта
вскрываемого
освоения
интервала, м
от
до
(верх) (низ)
4065
4050
4025
3840
3810
3750
3680
3600
4080
4060
4040
3860
3830
3775
3700
3615
1
2
3
4
5
6
7
8
15
10
15
20
20
25
20
15
Интервал
установки
фильтра,
м
не
устанавливается
Тип
перфоратора
Power Jet Omega 3506
(ПКО-89 DN-01)
Плотность
перфорации,
отв./м
Перфорационная
среда при вскрытии
пласта
20 (19)
20 (19)
20 (19)
20 (19)
20 (19)
20 (19)
20 (19)
20 (19)
Раствор хлористого
натрия ρ=1170 κг/м3
Примечания
1 Интервалы испытания должны уточняться по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытателем в открытом стволе и
результатам исследований станции ГТК;
2 Перфорация производится на НКТ;
3 Допускается применение перфораторов типа ПРК-42С, ПМИ-46, ПКТ-54, ПНКТ-73, ПКО-89СМ, ПКТ-73БО, ЗПКТ-89С, ЗПКТ-89-АТ-10, ПКТ89Н-СП, импортного производства типа ПРКМ-43-02DN Zink, Power Spiral, PowerJet Omega, Dynawell-54, Dynawell-59 и другие. По решению
Заказчика предусматривается проведение перфорации: перфоратором спускаемым на НКТ, перфорационная среда – раствор NaCl (на депрессии); на
каротажном кабеле, перфорационная среда соответствующей плотности (на репрессии); перфоратор спускаемый на каротажном кабеле,
перфорационная среда – раствор NaCl или конденсат (на депрессии). На перфораторы импортного производства необходимо иметь разрешение
Ростехнадзора.
4 В соответствии с п. 2.9.9 ПБ 08-624-03 до установки лубрикатор должен быть опрессован на пробное давление, а после установки – на давление
опрессовки колонны;
5 Перед проведением перфорации провести проверку скважины с составлением Акта готовности к перфорации и получением разрешения
представителя противофонтанной службы;
7
5.Продолжительность испытания (освоения) на продуктивность в обсаженном стволе
Наименование работ
Источник
Объекты
нормы
1 объект
2 объект
3 объект
4 объект
5 объект
6 объект
1
2
3
4
5
6
7
8
1 Установка для испытания
Стационарная буровая установка
2 Интервал залегания объекта
4065-4080 4050-4060 4025-4040 3840-3860
Ю3
Ю22
Ю21
Ач14
3 Индекс пласта
4 Характер насыщения пласта
г/к
5 Подвижность жидкости,
дарси / спз
Проницаемость пласта, дарси
6 Время на испытание, сут.:
- подготовительные работы
- шаблонирование колонны
- испытание по комплексной
норме
- дополнительное время при
перфорации на НКТ
- дополнительное время при
вызове притока:
- при смене растворов
- МПД
- технологические выстойки
[80, 81]
таблица 22
таблица 22
таблица 12,
4
таблица 22
таблица 25
таблица 24
[81]
Итого по п.6:
Всего по п. 6, в т. ч.:
таблица А
- время иследования
таблица 22
- время глушения
таблица 22
- время установки
мостовой пробки
(цементного моста)
2
1
7 Интенсификация притока:
- повторная перфорация для таблица 24
ГРП
г/к
г/к
7 объект
9
8 объект
10
3810-3830
Ач13
3750-3775
Ач12
3680-3700
Ач11
3600-3615
Ач10
нефть
нефть
нефть
нефть
нефть
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,03
<0,10
<0,10
<0,10
2,7
1,2
25,0
1,2
25,0
1,2
25,0
1,1
25,1
1,1
25,1
1,1
25,1
1,1
25,1
1,1
25,1
2,15
2,15
2,15
1,87
1,87
1,87
1,87
1,87
0,9
3,6
3,0
38,6
38,6
1,5×5
1,6
4,5
0,9
3,6
3,0
35,9
0,9
3,6
3,0
35,9
0,8
3,2
3,0
35,1
0,8
3,2
3,0
35,1
0,8
3,2
3,0
35,1
0,8
3,2
3,0
35,1
0,8
3,2
3,0
35,1
1,5×5
1,6
4,5
1,5×5
1,6
4,5
4,0х3
1,3
4,2
4,0х3
1,3
4,2
4,0х3
1,3
4,2
4,0х3
1,3
4,2
4,0х3
1,3
4,2
3
4
5
6
7
8
9
10
3,3
3,3
3,3
Последующие объекты – 247,3
8
- гидроразрыв пласта (ГРП)
- работы после
интенсификации притока
Всего по п. 7
таблица 24
таблица 23
4,7
10,8
4,7
10,8
4,7
10,8
18,8
18,8
18,8
Примечание - Интервалы перфорации уточняются Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» на основе
представленных геологической службой Заказчика результатов ГИС, ГДК, ОПК, ИПТ.
6. Работы по интенсификации притока из пласта
Интервал испытания,
Наименование работ (операций)
м
от (верх)
до (низ)
1
2
3
3810
3750
3680
3830
3775
3700
Дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта (ГРП)
Количество
операций по каждому
объекту
4
1
1
1
Примечания
1 Необходимость в проведении работ по интенсификации притока из пласта принимает геологическая служба заказчика с учетом
фактических данных по ГИС, отбору керна и по результатам гидродинамических исследований. Работы проводятся по специально
составленному плану и утвержденному в установленном порядке.
2 Работы по ГРП проводятся специализированной сервисной организацией, затраты в смете определены по предъявленной калькуляции.
Работы проводятся после получения разрешения представителя противофонтанной службы.
3 Дополнительную перфорацию предусмотреть зарядами с большим диаметром входного отверстия (перфоратор «Шлюмберже» 2 7/8
38С-СР HSD, ЗПКТ 89-АТ-10, ЗПКТ –ПП-22БО), после проведения ГРП предусмотреть перфорацию технологических отверстий в НКТ
зарядами ПР-43.
9
7. Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины (установка цементных мостов, мостовых пробок)
Номер объекта
Глубина
Максимальный
Наружный
Длина,
испытания
установки ПМ, м
Тип и название
перепад давления на
диаметр,
мм
пакер, МПа
мм
1
2
3
4
5
6
1
4065
ПМ 112
100
112
600
2
4050
ПМ 112
100
112
600
3
4025
ПМ 112
100
112
600
4
3840
ПМ 112
100
112
600
5
3810
ПМ 112
100
112
600
6
3750
ПМ 112
100
112
600
7
3680
ПМ 112
100
112
600
8*
3600
ПМ 112
100
112
600
Масса,
кг
7
11
11
11
11
11
11
11
11
Примечания
1 Для изоляции интервалов испытания предусмотрена пробка мостовая (ПМ112-100) сертифицированная специального изготовления с
перепадом давления на пакер 100 МПа.
2 Над третьим и восьмым интервалами перфорации предусмотреть дополнительно установку цементного моста (расход ПЦТI G-CC-1 – 2,17 т,
барита – 0,93 т, натросола - 0,017 т, расход воды – 1,0 т, НТФ - 0,001 т на первый мост и ПЦТI G-CC-1 – 2,7 т, натросола - 0,017 т, расход воды –
1,17 т, НТФ - 0,001 т - на второй мост).
3 Допускается изоляцию всех интервалов испытания проводить установкой цементных мостов.
4 Допускается установка ВП или пакера ПРГМ-52-500 производства «Югсон Сервис».
5 * - при ликвидации скважины затраты на установку цементного моста не учитывать.
10
8. Потребное количество материалов для испытания (освоения) пластов и интенсификации притока:
Шифр или название
1
Расход реагентов с учетом потерь:
Бентонитовый глинопорошок ПМБА
ФХЛС
Смолополимер (КЛСП)
Биополимер Биоксан
(«К.К.Робус»)
Бактерицид "Remacid"
Барит
Запас реагентов*:
Бентонитовый глинопорошок ПМБА
ФХЛС
Смолополимер (КЛСП)
Биополимер Биоксан
(«К.К.Робус»)
Бактерицид "Remacid"
Барит
При перфорации:
- водный раствор NaCl =1170кг/м3
(первый объект)
- раствор NaCl на последующие
объекты с учетом потерь
Газоконденсат при вызове
притока (=774 кг/м3) - 1-й объект
Нормативные
документы
на изготовление
2
ТУ 2164-022-56864391-2010
ТУ 2454-028-97457491-2010
ТУ 2458-004-97457491-2007
(ТУ 2458-002-22195725-2001)
ТУ 9172-003-35944370-2001
(ТУ 2458-025-97457491-2010)
ТУ 2484-004-22427740-03
ГОСТ 4682-84
ТУ 2164-022-56864391-2010
ТУ 2454-028-97457491-2010
ТУ 2458-004-97457491-2007
(ТУ 2458-002-22195725-2001)
ТУ 9172-003-35944370-2001
(ТУ 2458-025-97457491-2010)
ТУ 2484-004-22427740-03
ГОСТ 4682-84
Объем
на объект,
м3
Норма
расхода,
кг/м3
Потребное количество, тонн
на первый
суммарное на
объект
последующие
объекты
5
6
3
4
46,0
-”-”-
табл. 9.2
3,0 т/100 м³
1,0 т/100 м³
2,0 т/100 м³
-
1,38
0,46
0,92
1,38
0,46
0,92
-”-
0,35 т/100 м³
-
0,16
0,16
-”-”-
0,1 т/100 м³
расчет
-
0,05
80,20
0,05
80,20
92,0*
-”-”-
табл.9.2
3,0 т/100 м³
1,0 т/100 м³
2,0 т/100 м³
2,76
0,92
1,84
-
2,76
0,92
1,84
-”-
0,35 т/100 м³
0,32
-
0,32
-”-”-
0,1 т/100 м³
расчет
0,10
160,4
-
0,10
160,4
46,0
270 г/л
12,42
-
12,42
9,2
270 г/л
-
17,39
17,39
46,0
774
35,60
суммарное
на скважину
7
35,60
11
- последующие объекты
Для предотвращения
гидратообразований:
- закачка метанола (хлористого
кальция)
При проведении ГРП**:
- жидкость гидроразрыва на объект
а) диз/топливо (=800 кг/м3)
б) водный раствор NaCl (=1170 кг/м3)
в) эмультал (ПАВ)
г) ГКЖ
- расклинивающий материал-проппант
9,2
46,0
774
-
49,84
796 (240) г/л 36,61 (11,04)
49,84
36,61 (11,04)
113,00
34,00
300-600 л/м3
350-650 л/м3
30 л/м3
20 л/м3
33,90х2
39,50х2
3,39х2
2,26х2
67,8
79,0
6,78
4,52
600 кг/м3
20,40х2
40,80
Примечания
1 * Запас материалов и химреагентов принят с учетом приготовления раствора в количестве 2-х объемов скважины, согласно ПБ 08-624-03 .
2 **Допускается использование жидкости гидроразрыва на водной основе.
12
9.Работа специальной техники:
Интервал
объекта, м
От
(верх)
До
(низ)
Наименование работ
Наименование
или шифр
агрегата
Количество, штук
На
первый
объект
На
последующие
объекты
Количество
Единица
измерения
На первый
объект
На
последующие
объекты
3
2
1
2
1
1
1
3х7
2х7
1х7
2х7
1х7
1х7
1х7
Шифр и номер
позиции
норматива
1.Работа агрегатов:
1-8 объекты
А)при опрессовке
-ПВО перед перфорацией
-выкидных линий ПВО
-ФА перед вызовом притока
-факельной линии
-сепаратора
-лубрикатора
-цементных мостов
Б)при проведении испытания:
АН-700
1
1х7
Агр/опер
АН-700
ЦА-320
Трактор Т-130
АН-700
АН-700
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1х7
1х7
1х7
1х7
1х7
1х4
2х3
1х3
1х3
1х7
1х7
час
час
час
час
час
агр/опер
час
час
час
час
час
час
482,4
482,4
474,0
4,0
4,0
1
948,0
252,0
3050,4
3050,4
2913,6
4,0х7
4,0х7
1х7
28,8х4
676,8/86,4
338,4/86,4
338,4
4927,2
1764,0
АН-700
ЦА-320
Уралмаш-3Д
АН-700
ЦА-320
СМН-20
1
1
2
1
1
1х3
1
2
1
1
час
час
час
км
км
км
240,5
240,5
240,5
338,4/842,4
-/228,0
5827,2
240,5х7
БульдозерТ130Б
СМН-20
Осреднитель
СДА-20/251
в) при интенсификации
3 объекта
1-8 объекты
3 объекта
1-8 объект
1-8 объект
притока – ГРП/работы после
интенсификации
2.Дежурство агрегатов:
-при проведении испытания
При ГРП/работы после
интенсификации
Эксплуатация БУ
Пробег агрегатов для
испытания скважин
АН-700
ЦА-320
Смеситель АПС-3
2757
2751
2750
4433
4434
2752
2748
2801
Расчет стоимости
Расчет стоимости
Расчет стоимости
2751
2751
2751
2750
2806
2806
2806
13
Пробег агрегатов ГРП
3 объекта
Осреднитель
СДА-20/251
АН-700
СКЦ-2М
(скупц)
Смеситель
АПС-3
Песковоз 4 ПА
1
-
1х7
1х4
1
км
км
км
240,5
240,5
-
240,5х7
240,5х4
240,5х3
-
1
км
-
240,5х3
Расчет стоимости
-
1
1
км
км
-
240,5х3
240,5х3
Расчет стоимости
Расчет стоимости
2806
2806
Расчет стоимости
Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрывшей ачимовские и юрские отложения, производится в
соответствии с РД 51-00158758-206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения», РД00158758-216-2001
«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 ОАО “Газпром“ В.В. Черепановым. Газогидродинамические и
газоконденсатные исследования проводятся в соответствии с СТП-39-2.1-002-2001 «Стандарт предприятия Ф «Тюменбургаз». Исследование газовых,
газоконденсатных (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 раствор хлористого натрия или
технологический раствор солевой композиции «СГС-18») плотностью 1170 кг/м3, для объектов БН допускается перевод скважины на газоконденсат.
Произвести подъем бурового инструмента с постоянным и контролируемым доливом. В скважину, заполненную раствором NaCl плотностью 1170
кг/м3 (или технологическим раствором солевой композиции «СГС-18», газоконденсатом), спускают на колонне НКТ перфорационную сборку и
устанавливают согласно запланированному интервалу перфорации напротив продуктивной части пласта (перфораторы - Pоwer Jet Omega 3506, Pоwer
Jet Omega 3406, либо аналоги). Допускается применение перфораторов Dynawell-89, (Dynawell-73) c глубиной пробития 1035 мм (650 мм).
Устье скважины оборудовать фонтанной арматурой Опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями в
присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по перфорации и вызову притока.
Вторичное вскрытие продуктивного горизонта производится за один спуск перфорационной сборки. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают
резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в лифтовые трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия. После удара
шара происходит инициация зарядов и перфорация эксплуатационной колонны. При этом на устье скважины должно быть создано__противодавление с
соблюдение условия Рзаб » Рпл. Также, инициировать перфоратор можно с помощью штанги-индикатора с одновременной регистрацией давления и
14
акустических сигналов. После сообщения пласта со скважиной пластовый флюид поступает в колонну насосно-компрессорных труб, как через
отверстия в корпусе перфоратора, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные
выше перфоратора.
Далее следует произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором хлористого натрия (либо технологическим раствором солевой
композиции «СГС-18», или газоконденсатом) с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Времяпромывки на каждом режиме до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Снижение противодавления производить ступенчато через 3-5 МПа 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 созданиемдавления 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.
Далее, обратной промывкой с противодавлением произвести замену соляного раствора на конденсат (при необходимости) при выполнении условия:
Рзаб»Рпл. Вытесняемый из скважины соляной раствор следует собирать через сепаратор в специальные емкости. Произвести плавный запуск
скважины, стравливая газ на факел. При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл>Рзаб³0,7 Рпл.
При испытании высокодебитных объектов при невозможности проведенияпромывок с противодавлением по замкнутому циклу, необходимо проводить
отработку скважины по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб ³ 0,7 Рпл с подкачкой горячего газоконденсата или 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, нефти.
Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Результаты вызова притока и исследований оформить актом. При отсутствии притока произвести работы по его интенсификации: повторную
гидропескоструйную перфорацию, гидроразрыв пласта (ГРП), кислотную обработку, МПД на ПАВ, методом гидродинамического воздействия на
призабойную зону пласта с использованием газового демпфера (МГВД), или др.
12 Ликвидация скважины
Рассматривается вариант ликвидации скважины со стационарной буровой установки 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;
15
- 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.
16