Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина (ПАО «Татнефть») СДАЮ шеститель генерального (по произвол ству■«Татнефть» Главны ЖХУЗ • . ' » ^fO Н.Г. Ибрагимов 2015 г. РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ПАО «ТАТНЕФТЬ» Бугульма, 2015 Н о р м а т и в н о -и с с л е д о в а т е л ь с к а я ст а н ц и я П А О « Т а т н е ф т ь » ъ-эЖЯШа: УО &/>£ 2 0 / У г. 2РЗ - 3.0 -го/6' НОРМОКОНТРОЛЬ ПРОВЕДЁН ПОДПИСЬ /? ЗКВМ ЗИРОВЛНО^^^ P&YUш у и с аж с t/>£. ДАТА /с .м ? № . / С . < № /£ Предисловие Настоящий руководящий документ разработан по генеральному заказ-наряду на оказание услуг №15.9500.15 по теме «Разработка новых, переработка действующих РД в области водоизоляционных работ, восстановления работоспособности и стимуляции скважин», а также во исполнение п .2 протокола совещания по результатам организации работ, анализа эффективности мероприятий в области ремонта, бурения скважин, ПНП и успешности проведенных ГТМ за март 2015 года (документ СЭД «Практика» №3482/03-06-ВнСл(002) от 28.03.2015). 1 Сведения о руководящем документе: Разработан Татарским научно-исследовательским и проектным (институт «ТатНИПИнефть») совместно с ВКРО РАЕН и ЛениногорскРемСервис». Директор института «ТатНИПИнефть» институтом нефти ООО «Татнефть- Р.З. Сахабутдинов Заместитель начальника отдела эксплуатации и ремонта скважин института «ТатНИПИнефть» И.Х. Махмутов Заведующий лабораторией ИС ГРП института «ТатНИПИнефть» О.В. Салимов Заведующий лабораторией ОПЗП и ВИР института «ТатНИПИнефть» М.Х. Мусабиров Начальник отдела РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть» А.В. Насыбуллин Старший научный сотрудник ВКРО РАЕН В.Г. Салимов Главный геолог ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис» А.М. Зотов Заместитель начальника ЦТР ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис» М.В. Фадеев 2 Введён в действие приказом ПАО «Татнефть» № 3 Дата введения - ______________ от г. г. 4 Введён взамен РД 153-39.0-588-08. 5 В настоящем руководящем документе использованы ниже следующие изобретения, защищённые Патентами Российской Федерации: - №2451174 «Способ гидравлического разрыва пласта»; №2455478 «Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта»; - №2457323 прослоями»; №2459072 скважины»; «Способ «Способ гидроразрыва гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми малопроницаемого пласта нагнетательной - №2460875 «Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта»; - №2460876 «Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта»; Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 2 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 2 TTATN EFT №2472926 «Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины»; - №2473798 «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине»; - №2485306 «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине»; №2496001 «Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта»; №2496976 «Способ разработки нефтяных залежей с применением гидравлического разрыва пласта»; №2509883 «Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта»; №2513791 «Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта»; - №2516626 «Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта»; №2522366 «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине»; - №2531775 «Способ гидравлического разрыва пласта в скважине»; - №2537719 «Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины»; - №2538009 «Способ гидравлического разрыва пласта»; №2539469 «Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины»; №2544343 «Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой». Патентообладатель - ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 3 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 3 TATNEFT Содержание В ведение.................. 5 1 Общие положения................................................................................................................................................ 6 1.1 Назначение Г Р П ........................ 6 1.2 Классификация технологий....................................................................................................................... 7 2 Подбор скважин для ГРП ............................................................................................................................ 7 2.1 Критерии подбора скважин для проведения ГРП ................................................................................7 2.2 Работа комиссии ПАО «Татнефть» по вопросам ГРП........................................................................ 8 3 Моделирование процесса ГРП.......................................................................................................................... 9 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 Принципы компьютерного моделирования.......................................................................................... 9 Построение и анализ модели ГРП .................................. 10 Составление дизайн-проекта Г Р П ......................................................................................................... 10 Оптимизация Г Р П ......................................................................................................................................10 Информационное обеспечение моделирования ГРП........................................................................ 10 Порядок проектирования сопровождения и хранения информации по Г Р П ............................ 11 4 Подготовительно-заключительные работы к Г Р П .....................................................................................12 4.1 Подготовительные работы ...................................................................................................................... 12 4.2 Заключительные работы..................................................................................................................... 14 5 Проведение ГРП ..................................................................................................................................................15 5.1 5.2 5.3 5.4 Общие положения......................................................................................................................................15 Процесс проведения кислотного Г Р П ...................................................................................................17 Рекомендуемые рецептуры жидкостей и порядок их приготовления.......................................... 19 Контроль и обеспечение качества при выполнении гидравлического разрыва пласта 21 6 Требования промышленной, пожарной безопасности и охраны окружающей среды................. 35 6.1 Требования промышленной безопасности...........................................................................................35 6.2 Требования пожарной безопасности..................................................................................................... 36 6.3 Требования охраны окружающей среды.............................................................................................. 37 Приложение А (обязательное) Положение по контролю состояния труб для проведения Г Р П 38 Приложение Б (рекомендуемое) Форма акта учета расхода химреагентов............................................41 Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 4 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 Введение Настоящий руководящий документ «Инструкция по проведению гидравлического разрыва пласта в ПАО «Татнефть»» (далее - Инструкция) отражает новейшие достижения в области гидроразрыва пласта (ГРП) и составлен на основе результатов научно-исследовательских работ, полученных в отделах ЭРС, РИТ и МПС института «ТатНИПИнефть», программных комплексов ЛАЗУРИТ и АРМИТС, а также на основе вышеперечисленных патентов РФ. Особенность содержания инструкции заключается в описании основных принципов компьютерного моделирования процесса ГРП, а также основных положений по контролю и обеспечению качества при выполнении гидравлического разрыва пласта Инструкция предназначена для руководителей НГДУ и ремонтных подразделений ООО «ТаграС-РемСервис», проектировщиков ГРП, супервайзеров, геологов, распорядителей работ и других специалистов НГДУ связанных с подбором скважин и проведением процесса ГРП. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 5 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ TATNEFT 1 Общие положения 1.1 Назначение ГРП Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - метод интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимого канала (трещины) в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет вновь вернуть в эксплуатацию простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для добычи сланцевой нефти или газа из пластов с крайне низкой проницаемостью. Метод ГРП имеет множество технологических вариантов, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки. Системное применение технологии ГРП подразумевает соблюдение ряда условий: а) обеспечение максимальной выработки запасов месторождения; б) оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и пропанта; в) минимизация стоимости обработки; г) максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти. В соответствии с этими условиями можно выделить этапы, обеспечивающие технологическую и экономическую эффективность процесса гидроразрыва пласта: выбор скважин для проведения ГРП - один из главных этапов, обеспечивающих успешность операции, качество и достижение технологического эффекта обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающей увеличение добычи нефти; - предоставление точных исходных данных для моделирования и составления дизайна ГРП; определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважин от водоносных пластов; выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов; подбор пропанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации пропанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами; подбор жидкости разрыва с реологическими характеристикам пласта, пропанта и геометрии трещины; свойствами, соответствующими расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и пропанта, а также технологических ограничений; - проведение процесса ГРП в соответствии с проектом; установление оптимальных режимов эксплуатации скважин обеспечивающих получение максимального технологического эффекта; расчет экономической эффективности проведения ГРП. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 6 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 б после ГРП, т TATNEFT 1.2 Классификация технологий Технологии ГРП классифицируются в зависимости от проницаемости продуктивного пласта и размеров создаваемых трещин: технология концевого экранирования (английский термин Tip Screen-Out (TSO) применяется при пропантном ГРП. По данной технологии создаются очень короткие и широкие трещины длиной от 10 до 20 м. Применяется в пластах с высокой проницаемостью (более 0,3 мкм"), но с кольматированной (загрязненной) призабойной зоной. При этом применяется очень вязкий сшитый гель. Аналоги TSO применяются также при кислотном разрыве (с использованием более концентрированных кислот, процесс с остановками закачки или использованием кислотных растворов с замедленной реакцией); технология традиционного гидроразрыва, при которой образуются трещины длиной от 40 до 200 м. Применяется в пластах с проницаемостью 0,01-0,25 мкм". При этом применяется сшитый гель, возможно также применение линейного геля; технология большеобъемного гидроразрыва — длина трещин до 1000 м и более. Применяется в низкопроницаемых пластах большой толщины от 50 до 100 м и более. Выполняется на линейном геле, а также на сликвотере (вода с дабавкой понизителя трения); объединенная технология проведения ГРП с гидропескоструйной перфорацией, при которой образуются трещины длиной от 10 до 30 м в заданном диапазоне глубин. Заключается в предварительной гидромониторной резке колонны в намеченном интервале, образовании каверн и инициации из них разрыва пласта, формирования и закрепления трещины. В общем случае технология осуществления ГРП состоит из стандартного набора технологических операций и включает в себя: а) создание трещины в продуктивном пласте путем закачки в скважину с помощью мощных насосных агрегатов жидкости разрыва (водный или нефтяной гель, в некоторых случаях специально подготовленная вода с понизителем трения, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва продуктивного пласта; б) последующее заполнение созданной трещины закрепляющим материалом. Как правило, в терригенных коллекторах в качестве закрепляющего материала используется пропант, в карбонатных - кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован пропант. 2 Подбор скважин для ГРП 2.1 Критерии подбора скважин для проведения ГРП Подбор скважин для проведения ГРП является важнейшим этапом, определяющим конечный результат всей работы. При больших объемах проводимых ГРП целесообразно проводить автоматизированный подбор скважин с использованием автоматизированных программных продуктов. При подборе скважин в «ручном» режиме целесообразней опираться на специфические требования которые были выработаны на основе многолетней практики проведения ГРП на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Рекомендуемые критерии подбора скважин для проведения ГРП приведены в таблице 1. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 7 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ' TATNEFT Т а б л и ц а 1 Параметр 3начени е/Характеристика Общие для всех категории скважин Техническое состояние эксплуатационной колонны Герметична. Допускается негерметичность эксплуатационной колонны при отсутствии приемистости нарушения Состояние и сцепление цементного камня на 20 м выше и ниже пласта Сплошное или частичное Нефтенасыщенная толщина пласта, м, не менее 0,8 Толщина перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов, м, не менее 4 Отсутствие заколонных перетоков 50 метров выше и ниже пласта. Допускается проведение ГРП при наличии заколонных перетоков между перфорированным нефтепродуктивными пластами Одновременный ГРП двух пластов При расстоянии между ними не более 20 м Дополнительно для добывающих скважин Обводненность продукции, % не более 90 Пластовое давление Не менее 0,5 от начального Наличие текущих запасов нефти На уровне рентабельности Расстояние до ближайшей нагнетательной скважины, м, не менее 200 Дополнительно для проведения кислотного ГРП Хорошая растворимость породы в соляной кислоте Более 60-70 % от общей массы породы Карбонатный пласт относительно неоднородный Переслаивание известняка и доломита Твердость пород пласта по Бринелю составляет Не менее 140 МПа Относительно высокая проницаемость продуктивного пласта Более 0,3 мкм* Расстояние ВНК до нижних перфорационных отверстий по вертикали, м, не менее 9,0 2.2 Работа комиссии ПАО «Татнефть» по вопросам ГРП С целью оптимального выбора объектов и рассмотрения технологий для проведения работ по гидроразрыву пластов, в том числе многозонных в горизонтальных стволах скважин, распоряжением №103/ХРС-Расп(0002) от 15.09.2014 года, утвержден состав комиссии ПАО «Татнефть» по вопросам ГРП. Комиссия ПАО «Татнефть» по вопросам ГРП принимает решение о проведении ГРП на той или иной скважине путем экспертных оценок и на основе практического опыта ее членов, и не занимается инженерными расчетами. Решение принимается на основе консенсуса. Для рассмотрения на комиссию по ГРП представители НГДУ должны представить анализ работы скважины (соседних скважин), особенно обратив внимание на показатели эффективности ранее проведенных любых видов интенсификации притока. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 8 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ° TATNEFT Информацию по работе скважины-кандидата и окружающих скважин необходимо представить в виде выписки из АРМИТС. Графические материалы представляются в бумажной или электронной форме в виде презентации в формате *.pptx, на одну скважину один файл. Перечень представляемых материалов по скважине указан в таблице 2. Таблица 2 Вид представляемых данных Примечание Диаграммы стандартного и радиоактивного каротажа Продуктивного горизонта а также выше и нижележатци пластов Выкопировка карты разработки По продуктивным пластам участка скважины Акустическая цементометрия (АКЦ) В районе перфорации (выше и ниже 50 м) Данные по конструкции скважины Кривизна по стволу через 100 м а также наличие(отсутствие) ограничений на спуск пакера Профильный разрез Продуктивной зоны скважин На заседании комиссии ПАО «Татнефть» по вопросам ГРП рассматриваются материалы по рекомендуемым скважинам, а также результаты анализа проведенных в НГДУ за последний год гидроразрывов пласта и принимается коллегиальное решение. НГДУ составляет протокол заседания комиссии. После согласования членами комиссии протокол представляется на утверждение главному геологу ПАО «Татнефть». 3 Моделирование процесса ГРП 3.1 Принципы компьютерного моделирования Нефтяная компания, перед принятием решения о проведении ГРП, должна решить, каким она видит будущий дебит скважины своего месторождения и размер экономического эффекта. Для этого проводится моделирование процесса ГРП. Модель - упрощенное представление процессов и явлений, связанных с проведением ГРП. Слово «модель» (лат. «modelium») означает «мера», «способ», «сходство с какой-то вещью». Исследование модели служит средством для получения информации о свойствах и закономерностях реально протекающих процессов. В современных условиях для моделирования ГРП применяют математические модели, которые реализуют в виде программных комплексов - пакетов программ для расчета на компьютере. Иначе говоря, модель это совокупность математических формул. Чтобы модель заработала, ее необходимо наполнить содержанием - фактическими данными о параметрах процесса (модель = формулы + данные). Кроме того, модель должна быть адаптирована по истории развития процесса (откалиброваны ее параметры), чтобы ее можно было использовать для целей прогнозирования. Математические модели позволяют исследовать влияние отдельных параметров при постоянстве других (например, провести расчет, анализ и сравнение нескольких сценариев проведения ГРП или вариантов эксплуатации скважины после ГРП). Моделирование гидроразрыва пласта позволяет существенно снизить количество технологических ошибок и спрогнозировать эффективность операции. В ПАО «Татнефть» при проведении компьютерного моделирования процесса ГРП применяются следующие программы: а) программный комплекс Meyer, который включает программы MFrac, MView, MinFrac, MProd, MNpv, MWell, MShale, Это наиболее распространенный в сервисных компаниях симулятор; б) Fracpro - программа с более широкими функциональными возможностями. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 9 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 9 TATNEFT 3.2 Построение и анализ модели ГРП Построение и анализ модели ГРП включает в себя следующие основные работы: а) сбор необходимой геолого-геофизической информации; б) обработка каротажа и создание геомеханической модели разреза; в) унифицированный дизайн - определение масштаба обработки и оптимальной геометрии трещины; г) разработка плана закачки, расчеты геометрии (дизайна) трещины; д) уточнение параметров модели путем пробных закачек (тест-закачки); е) оценка результатов выполненных ГРП; ж) адаптация технологических параметров работы скважин и прогноз добычи нефти после ГРП; и) расчет экономической эффективности ГРП. В необходимых случаях должен проводиться расчет технологического эффекта на гидродинамической модели, который затем сравнивается с фактически полученным эффектом, например гидроразрыв в нагнетательных скважинах, технологический эффект от проведения которого не может быть просчитан в программе MProd. Также подлежат анализу на гидродинамической модели скважины, в которых существенно изменилась обводненность продукции скважин после проведения ГРП, с выявлением причин резкого изменения обводненности и скважины, в которых в результате ГРП не достигнут запланированный уровень добычи. 3.3 Составление дизайн-проекта ГРП Дизайн процесса ГРП - это составление плана закачки с определением расчетной геометрии трещины. Выполняется в программе MFrac или Fracpro. Дизайн-проект проведения ГРП выполняет сервисное предприятие, выполняющее процес на скважине. Дизайн-проект согласовывается с геологической службой НГДУ (заказчиком работ) и утверждается главным геологом сервисного предприятия (подрядчиком работ). 3.4 Оптимизация ГРП Оптимизация ГРП предполагает проведение многовариантных расчетов по технологическим и экономическим критериям, с привлечением программ MProd, MNpv или Fracpro. С вычислением чистого дисконтированного дохода и индекса доходности в зависимости от объема обработки или длины трещины. 3.5 Информационное обеспечение моделирования ГРП При определении необходимого объема и состава исходной информации следует иметь в виду два различных комплекса параметров: а) данные, необходимые для подбора скважин-объектов; б) данные, необходимые для проектирования процесса ГРП. Для подбора скважин-объектов в первую очередь необходимы технологические показатели эффективности разработки участков залежи, и только во вторую очередь - характеристики самой скважины (конструкция скважины, ее техническое состояние), допускающие проведение на ней гидроразрыв пласта. Параметры второй группы определяются требованиями моделирующих программ - Meyer и Fracpro. Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 10 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 1 t t a t w p p t Данные по конструкции скважины, данные инклинометрии, положении пластов в разрезе и интервалы перфорации, пластовые давления предоставляются непосредственно заказчиком работ. Геомеханические свойства пород подвергаемых ГРП - модуль Юнга и коэффициент Пуассона, а также коэффициент сжимаемости пластовой системы целесообразней определять путем геофизических исследований методом широкополосного акустического каротажа и плотностного гамма-каротажа. Если такие исследования не проводятся, следует ориентироваться на средние значения, приведенные в РД 153-39.0-797-12 «Методические указания по применению технологии гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах с использованием пропанта» или определять непосредственно на керне. Коэффициенты пористости, проницаемости пластов и скин-фактор определяются по гидродинамическим исследованиям (ГДИ) скважин. При отсутствии этих данных коэффициент проницаемости и скин-эффект могут быть определены в программе MProd в процессе адаптации базового варианта эксплуатации скважины (без трещины). Технологические параметры по применяемым пропантам, а также технологические и реологические параметры по применяемым жидкостям должны предоставляться подрядчиком работ. При проектировании кислотного гидроразрыва пластов целесообразно ориентироваться на значения кинетических параметров реакции растворения карбонатов в жидкостях, содержащих соляную кислоту изложенные в РД 153-39.0-796-12 «Методические указания по применению технологии гидравлического разрыва пласта с использованием пенных и газированных жидкостей». 3.6 Порядок проектирования сопровождения и хранения информации по ГРП Проекты ГРП выполняют обученные специалисты (в дальнейшем проектировщики) с использованием специальных моделирующих программ. Качество проекта определяется качеством предоставленного материала. Для проектирования ГРП заказчик предоставляет проектировщику: весь имеющийся геофизический материал по скважине в электронном (в формате LASфайлов, сканированных изображений в формате *.PNG, *.JPEG, ,*ВМР, *.GIF) или в бумажном виде; геофизические материалы широкополосного волнового акустического каротажа (ВАК8) с записью времен пробега продольной и поперечной волны, а также плотностного гамма-гамма каротажа предоставляются при их наличии. В этом случае геомеханические свойства пород могут быть определены наиболее точно; инклинометрия предоставляется в текстовом файле формата *.ASCII. Кроме того, предоставляются кривые, полученные в геофизических интерпретаторах; требования по масштабу процесса (количество пропанта, кислоты), по характеру процесса (например, количество интервалов ГРП в горизонтальном стволе), которые удовлетворят заказчика; другие ограничения, за пределы которых выходить не допускается (например, положение в разрезе водоносных пластов, или максимальное давление и т, д.). Проектировщик оценивает предоставленный материал, в случае необходимости запрашивает недостающие сведения или сам пополняет его из доступных источников. Далее производится выбор наиболее подходящего симулятора (Меуег или Fracpro), в котором проводится моделирование. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2 Страница 11 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 5. Исполнитель: Салимов О.В. Т:1 V —« - Г TATN EFT В процессе проектирования целесообразно рассматривать несколько вариантов процесса для оптимизации дизайна как по масштабу, так и по геометрии трещины. Специалистам, осуществляющим научно-техническое сопровождение, прибывшим на скважину, должно быть предоставлено рабочее место с возможностью подключения ноутбука к системе сбора и регистрации параметров СКУ. С целью объективного контроля за проведением процесса ГРП, специалисты сервисного предприятия выполняющие процесс ГРП, обязаны предоставить файлы записи процесса сразу после его завершения. Рекомендуемый формат записи файлов процесса ГРП по стандарту *.FPA. В случае предоставлении файлов записи процесса в виде текстового файла с раширением *.ADT, специалисты сервисного предприятия обязаны предоставить расшифровку данного файла (какой канал записи, какому столбцу соответствует) с указанием входных едениц измерения. Все электронные документы по производству ГРП (включая файлы записи процесса ГРП) должны храниться на сервере в электронной базе данных и быть доступными для широкого круга специалистов ПАО «Татнефть». Результаты интерпретации тест-закачек (миниГРП) должны документироваться с обязательным приложением информации по скважине, плана закачки, сведениями об использованных материалах, с указанием методов интерпретации и результатами обработки. 4 Подготовительно-заключительные работы к ГРП 4.1 Подготовительные работы 4.1.1 Поднять подземное оборудование. При необходимости и по согласованию с НГДУ отбить забой печатью. Если интервал перфорации перекрыт, по согласованию с Заказчиком выполнить работы по очистке и промывке забоя. Если интервал перфорации открыт, по согласованию с геологической службы Заказчика провести исследования АКЦ, гамма-каротаж (ГК), локацию муфт колонны (JIM), дефектоскопию индукционную (ДСП), микрокаверномер в масштабе 1:200. Рекомендуемый интервал исследований: от искусственного забоя скважины до глубины на 50 м выше интервала перфорации. 4.1.2 Геофизические исследования не проводятся при наличии удовлетворительных результатов исследования АКЦ, ГК, JIM, не старше 10 лет, ДСП и микрокаверномер не старше 5 лет. 4.1.3 Согласно ЕРБ 01-268-4.0-2012 «Типовые технологические процессы при ремонте скважин ОАО «Татнефть»» спуском гидромеханического скребка (механического скрепера) совместно с шаблоном прошаблонировать и проработать эксплуатационную колонну в интервале посадки пакера и на 10 м выше и ниже, а также в местах задержки шаблона. При наличии на стенках эксплуатационной колонны асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) промыть ствол скважины растворителем АСПО согласно РД 153-39.1-813-13 «Инструкция по обработке скважин растворителем парафинов нефтяным». 4.1.4 В нагнетательных скважинах с низкой приемистостью и высоком давлении закачки при наличии хвостовика меньшего диаметра, исключить СПО в хвостовик скрепера на проработку и технологического пакера на опрессовку экксплуатационной колонны. Посадку пакера на проведение ГРП производить над «головой» хвостовика не выше 5-15 м, при наличии подтвержденного по АКЦ цемента в интервале посадки пакера. Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 12 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 t t a t w p f t 4.1.5 В нагнетательных скважинах при наличии приемистости провести комплекс исследований РГД, Т для определения техсостояния эксплутационной колонны и профиля приемистости пластов. Разрешается не проводить вышеуказанный комплекс при наличии данных исследований со сроком давности не более года. 4.1.6 В добывающих скважинах провести комплекс исследований Т, СТД, ДГД по определению профиля притока пластов в процессе эксплуатации. Необходимость проведения исследования Т. термометром-динамометром (СТД), дебитомером глубинным дистанционным (ДГД) определяет геологическая служба нефтегазодобывающего управления. При этом необходимо учитывать, что ограничивающим условием проведения исследований T, СТД, ДГД является дебит скважины менее 2 м3/сут (порог чувствительности приборов), толщина пласта - менее 3 м при одном перфорированном пласте. Для определения скин-фактора до ГРП, провести исследования кривой восстановления давления (КВД), кривой восстановления уровня (КВУ) не менее чем за один месяц до подхода бригады КРС. 4.1.7 По согласованию с НГДУ произвести перестрел пластов, намеченных для проведения ГРП. При этом тип заряда, интервал и плотность перфорации определяется совместно геологическими службами НГДУ и сервисного предприятия выполняющего ГРП. Рекомендуемая плотность перфорации перед проведением ГРП: при первичных ГРП, при накопленной сумме перфораций 50 и более отверстий на 1 погонный метр - 10 отверстий 1 погонный метр; при повторных ГРП, при накопленной сумме перфораций 30 и более отверстий на 1 погонный метр - 10 отверстий на 1 погонный метр; в остальных случаях плотность перфорации - 20 отверстий на 1 погонный метр. 4.1.8 При выполнении кислотного ГРП (КГРП), дополнительную перфорацию не проводить, 4.1.9 Необходимость временного отключения нижних интервалов перфорации и глубина установки текущего забоя определяется совместно геологическими службами НГДУ и сервисным предприятием выполняющим ГРП. Временное отключение нижних интервалов перфорации может быть выполнено следующими способами: а) Отсыпкой просеянным кварцевым песком (пропантом) согласно ЕРБ 01-268-4.0-2012 «Типовые технологические процессы при ремонте скважин ОАО «Татнефть»». При этом при наличии большой перемычки между отсекаемыми интервалами перфорации (более 10 м), допустимо определение высоты песчанного моста допуском колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) по реперу. При меньших перемычках - определение высоты только геофизическими методами. б) Установкой песчаного моста тампонажной желонкой ЖТС (ВТЖ) согласно ЕРБ 01-268­ 4.0-2012. в) Установкой взрыв-пакера (ВПШ) согласно ЕРБ 01-336-1.0-2010. г) Установкой разбуриваемого пакера согласно РД 153-39.0-850-14 «Инструкция по проведению ремонтных работ в скважинах с применением пакеров разбуриваемых ПР-К(Г)-Я» д) Установкой извлекаемой пакер-пробки РД 153-39.1-690-10 «Инструкция по проведению ремонтных работ в скважинах с применением извлекаемой пакер-пробки ИПП-102 (114, 140, 146, 168)». Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 13 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 14 Г т д т ы с с т 4.1.10 Завезти на скважину полный технологический комплект устьевого и подземного оборудования применяемого при ГРП. При этом технологический комплект устьевого и подземного оборудования включая технологические НКТ, пакер, устьевую арматуру, нагнетательные линии, манифольд высокого и низкого давления включая затрубный кран и быстро-разъемные соединения (БРС) обязана предоставить служба производственного обеспечения сервисного предприятия выполняющего ГРП. Перед завозом комплекта НКТ на скважину необходимо произвести проверку его состояния согласно «Положению по контролю состояния труб для проведения ГРП» (приложение А). 4.1.11 Спустить пакер с гидравлическим якорем на колонне технологических НКТ согласно ЕРБ 01-268-4.0-2012 на глубину, определенную геологической службой сервисного предприятия и согласованную с геологической службой заказчика, при этом интервал посадки пакера не должен совпадать со стыком эксплуатационной колонны. Спуск и подъем колонны НКТ с пакером производить с применением гидравлических ключей, не повреждающих тело НКТ. Момент заворота труб соблюдать строго в соответствии с паспортными данными на гидроприводной ключ. Резьбовые соединения НКТ при спуске герметизировать резьбоуплотнительной смазкой рекомендованной заводом-изготовителем труб. 4.1.12 Закачкой технологической жидкости в колонну НКТ заполнить скважину до устья. Посадить пакер, установить колонный фланец с уплотнительным кольцом диаметром 200 мм, оборудовать межтрубное пространство краном, опрессованным на давление опрессовки эксплуатационной колонны указанное в плане работ. Опрессовать нагнетательную линию на полуторократное ожидаемое рабочее давление. 4.1.13 Опрессовку НКТ производить непосредственно перед проведением ГРП методом увеличения расхода (согласно проекту на ГРП) закачкой технологической жидкости в объеме 3­ 5 м \ При этом контроль роста давления вести по межтрубному пространству. Колонна НКТ считается герметичной при увеличении давления в межтрубном пространстве не более 2,0 МПа. 4.1.14 Эксплуатационная колонна опрессовывается по затрубному пространству на давление указанное в плане работ согласно РД 153-39.0-596-08. 4.1.15 Подготовить подъездные пути с учетом габаритов спецтехники ГРП и территорию скважины 40x50 м. При необходимости демонтировать и убрать с территории скважины подъемный агрегат, 4.2 Заключительные работы 4.2.1 После окончания операции ГРП скважину необходимо закрыть на время необходимое для спада давления (ОСД) и деструкции жидкости разрыва. Время ОСД должно составлять от 6 до 8 часов. 4.2.2 После окончания ОСД, сорвать и поднять пакер на колонне НКТ. При наличии признаков ГНВП дальнейшие работы согласовать с главным геологом НГДУ. 4.2.3 Далее, для добывающих скважин: а) Спуском колонны НКТ диаметром 73 мм со свабоограничителем (патрубок НКТ диаметром 60 мм с воронкой) с максимальным расходом промыть зумпф от осевшего пропанта технологической жидкостью, обработанной раствором МЛ-81Б. В случае проявления излива, дальнейшие работы согласовать с главным геологом НГДУ. При наличии на забое песчаного моста в спускаемую компоновку включить «зубчатку» для рыхления песка или пропанта. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 14 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 TATNEFT б) После промывки забоя скважины от остатков пропанта (песка), произвести монтаж устьевого оборудования для безопасного ведения работ по снижению уровня жидкости в скважине свабом. Освоить скважину. Допускается освоение скважины азотным компрессором через колонну гибких труб (ГНКТ). в) После выхода скважины на установившийся режим и получение продукции со стабильными реологическими свойствами провести геофизические исследования (ГИС) с регистрацией КВД, КВУ. При необходимости определения профиля притока по решению геологической службы заказчика выполнить исследования Т, СТД, ДГД, ГК, JIM. г) По результатам освоения и ГИС НГДУ принимает решение по компоновке спускаемого глубинно-насосного оборудования (ГНО). При этом геологическая служба подрядчика работ по капитальному ремонту скважин выдает геологической службе НГДУ расчетный дебит скважины для подбора ГНО. д) По согласованию с главным геологом НГДУ, допускается освоение скважины насосом непосредственно после ГРП без проведения работ по пунктам б), в). 4.2.4 Для нагнетательных скважин: а) Спуском пера на колонне НКТ диаметром 73 мм промыть забой от осевшего пропанта (песка). б) Допускается проведение промывки песка без срыва пакера с использованием колонны ГНКТ (при ее наличии). в) Спустить пакер на колонне НКТ. Посадить пакер. Определить герметичность колонны НКТ и пакера. Определить приемистость закачкой технологической жидкости в НКТ в объеме не •о менее 5 м"* при заполненном межтрубном пространстве, а также герметичность колонны НКТ и пакера. г) По решению геологической службы заказчика провести обработку пласта высоким давлением (ОВД) или стандартную ОПЗ. Объем кислоты согласовать с геологической службой сервисного предприятия. Время необходимое на реагирование кислоты 3-4 ч. После реагирования закачать не менее 6 м ' жидкости и одновременно определить приемистость пластов на трех режимах работы насосного агрегата. Сорвать и поднять пакер. д) Выполнить ГИС Т, РГД по определению профиля приемистости. Допускается определение профиля приемистости после спуска колонны НКТ с пакером е) По результатам ГИС НГДУ принимает решение по компоновке спускаемого глубинно­ насосного оборудования. 4.2.5 При промывке скважины после ГРП представитель НГДУ обязан вести контроль за неразложившимся гелем. При его наличии должен быть составлен акт. 5 Проведение ГРП 5.1 Общие положения 5.1.1 Процесс ГРП осуществляется с участием следующей спецтехники: - бульдозер (при необходимости) - 1 шт.; - насосные агрегаты высокого давления- 2-6 шт.; - насосные агрегаты типа ЦА-320 - 1 шт.; - манифольдный модуль - 1 шт.; - станция контроля и управления - 1 шт.; - смесительный агрегат (блендер) - 1 шт.; Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 15 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 Г т д т ы с с т - емкостные системы - 2-10 шт.; - песковоз (самосвал) - 1 шт.; - автоцистерны - 6-8 шт.; - кран-манипулятор на шасси - 1 шт.; - вакуум насос - 1 шт.; ППУ по необходимости - 1 шт.; - химик-машина УДХ-5 - 1 шт.; - машина гидратации - 1 шт.; длинномер для завоза химии и пропанта - 1-4 шт. Состав спецтехники может меняться в зависимости от дизайна и технологии ГРП. Типовая схема расстановки оборудования при ГРП приведена на рисунке 1. При КГРП дополнительно присутствуют гумированные емкости для кислоты объемом 35-60 г, . 1 - устье скважины с арматурой высокого давления, 2 - насосный агрегат ЦА-320 (для создания давления в затрубе); 3 - нагнетательная линия высокого давления; 4 - станция контроля и управления; 5 - насосные агрегаты высокого давления; 6 - блок манифольдов высокого давления; 7 - всасывающие линии агрегатов высокого давления; 8 - блендер (смесительный агрегат); 9 - линия подачи химических добавок 10 - блок манифольдов низкого давления; 11 - установка подачи химических добавок (при кислотном ГРП); 12 - емкости для воды и жидкости ГРП; 13 - емкости для кислоты (при кислотном ГРП); 14 - вспомогательный насосный агрегат ЦА-320; 15 - кабели сязи. Рисунок 1 - Принципиальная схема расстановки оборудования при КГРП Д окум ент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 16 из 45. С траница создана: 22.10.2015 09:33 tta tn e ft 5.1.2 Стандартная технология проведения ГРП включает в себя следующие основные этапы: а) приготовление необходимого объема линейного геля на устье; б) замену объема технологической жидкости в стволе скважины на гель; в) проведение тест-закачек (при необходимости); г) проведение непосредственно самого процесса ГРП; д) ожидание спада давления (ОСД) и стравливание давления. 5.1.3 В случае повторных ГРП, а также при наличии достаточной геологической информации о состоянии пластов-коллекторов и действующих в них напряжениях, по согласованию с НГДУ из технологического процесса может быть исключено проведение тестзакачек. 5.1.4 После окончания процесса ГРП в вахтовом журнале бригады ТКРС (при ее налии) должна быть записана следующая информация: - время начала и окончания процесса; давление разрыва; - давление смыкания горных пород; количество задействованной техники; - общий объем закачанной жидкости разрыва; общее количество израсходованных материалов (химии, пропанта, кислоты и т.п.). 5.1.5 По результатам ГРП составляется отчет в текстовом и графическом виде. Отчет подписывается представителем НГДУ и руководителем процесса ГРП сервисного предприятия. 5.1.6 По согласованию с заказчиком допускается проводить ГРП без присутствия бригады КРС на обрабатываемой скважине. В случае возникновения осложнения службам НГДУ необходимо ускорить постановку бригады ТКРС на скважину с целью его ликвидации. После проведения ГРП, бригада ТКРС должна быть на скважине не позднее 24 ч, для ведения дальнейших работ согласно основному плану. 5.1.7 В случае возникновения циркуляции жидкости в межтрубном пространстве или получения «СТОПа» процесс ГРП прекращается. Бригада ТКРС производит полный подъем колонны НКТ с пакером. Ппри необходимости должна быть организована непрерывная работа. 5.1.8 Остатки жидкостей гидроразрыва из емкостей, агрегатов и автоцистерн должны сливаться в специальную емкость и вывозиться на полигон для последующей утилизации. НГДУ предоставляет полигон для утилизации жидкостей гидроразрыва. 5.2 Процесс проведения кислотного ГРП 5.2.1 Подготовительные работы выполняются согласно разделу 4. Перед завозом комплекта НКТ на скважину с ЦПО сервисного предприятия, необходимо провести контроль состояния труб для проведения ГРП согласно утвержденному положению (приложение А). 5.2.2 Сущность кислотного ГРП заключается в последовательном циклическом нагнетании в пласт высоковязкой жидкости и соляной кислоты, обработанной замедлителем реакции. Количество циклов закачки, объёмы кислотного раствора и высоковязкой жидкости определяется в зависимости от конкретных горно-геологических условий скважины. По опыту работ, выполненных на месторождениях ПАО «Татнефть», наиболее оптимальными являются от 3 до 5 циклов закачки. Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 17 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 1 ' ОT A t w f f t Конкретное количество циклов и объёмов раствора и жидкости определяется на основании компьютерного моделирования (раздел 3). 5.2.3 При необходимости проведения кислотного ГРП по одному из нескольких вскрыты перфорацией пластов, при наличии в скважине зумпфа более 30 м и необходимости защиты эксплуатационной колонны от давления необходимо использовать компоновку с двумя пакерами (при этом верхний упорный пакер должен быть обязательно с якорем, нижний пакер механический осевой заглушенный). Типовая компоновка подземного оборудования приведена на рисунке 2. Рисунок 2 - Схема компоновки пакеров при кислотном гидроразрыве 5.2.4 Процесс начинается закачкой высоковязкой жидкости. После закачки расчетного количества высоковязкой жидкости закачивается расчетный объём кислотного состава. 5.2.5 Процесс закачки циклически повторяется 3-5 раз. Завершающий этап: продавка закачанной смеси в пласт в объёме НКТ плюс 2 м перепродавка, после чего скважина остается на реагирование кислоты с породой пласта не менее 8 часов. 5.2.6 Остатки жидкостей гидроразрыва из емкостей, агрегатов и автоцистерн должны сливаться в специальную емкость, нейтрализоваться и вывозиться на полигон для последующей утилизации. НГДУ предоставляет полигон для утилизации жидкостей гидроразрыва. 5.2.7 После истечения времени реагирования кислоты производится срыв и подъём пакеров, спуск колонны НКТ до забоя и свабирование скважины с целью удаления продуктов реакции. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 18 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 1® TATNEFT 5.2.8 Допускается по согласованию с сервисным предприятием выполняющим КГРП произвести свабирование по колонне технологических НКТ. Объем свабирования указан в РД 153-39.1-826-13 «Методическое руководство по применению технологии большеобъемного гидравлического разрыва пласта для условий месторождений ОАО «Татнефть». Кроме того, возможно извлечение продуктов реакции снижением уровня жидкости с применением азотного компрессора через колонну гибких труб (ГНКТ). 5.2.9 После свабирования колонна НКТ поднимается, а затем спускается насосное оборудование и скважина пускается в работу. 5.2.10 Через 1 0 - 1 5 дней эксплуатации скважины уточняются параметры ее работы и проводится сравнение их с параметрами работы скважины до КГРП. 5.3 Рекомендуемые рецептуры жидкостей и порядок их приготовления 5.3.1 В настоящее время в ПАО «Татнефть» при выполнении КГРП применяется технология заключающаяся в последовательной закачке комплексов состоящих из различных кислотных гелей в сочетании с загеленными жидкостями. 5.3.2 Институтом «ТатНИПИнефть» разработан и предложен к использованию для выполнения кислотного гидроразрыва карбонатных пластов комплекс жидкости разрыва на основе двух составов: а) инвертной нефтекислотной эмульсии (ИНКЭ) или загущенной кислоты - как жидкости разрыва; б) поверхностно-активного кислотного состава (ПАКС) - как жидкости развития трещины разрыва. Инвертная нефтекислотная эмульсия. В инвертной нефтекислотной эмульсии в качестве дисперсионной (внешней) среды выступает углеводородная жидкость (дизтопливо, широкая фракция легких углеводородов (дистиллят, нефть), а в качестве дисперсной (внутренней) фазы выступает соляная кислота 20­ 24 %-ной концентрации. Рецептура инвертной нефтекислотной эмульсии на 1 м3: - дистиллят - 0,1-0,25 м3; - нефть товарная - 0,54-0,25 м'1; соляная кислота - 0,45-0,50 м . Технология приготовления инвертной нефтекислотной эмульсии. Расчетный объем нефти вводится в расчетный объем дистиллята и перемешивается. В данном случае нефть выполняет функцию компонента, содержащего природные ПАВэмульгаторы. Затем расчетный объем соляной кислоты диспергируется (перемешивается) в расчетном объеме углеводородной смеси нефть-дистиллят. В условиях скважины диспергирование осуществляется с помощью насосного агрегата, который подает углеводородную смесь в диспергатор, и кислотного агрегата, который подает соляную кислоту в тот же диспергатор. Из диспергатора ИНКЭ выходит в емкость. Как правило, эмульсия образуется за один цикл. Готовность эмульсии определяется следующими параметрами: условная вязкость по ВП-5 150-300 с, электростабильность по ИГЭР-1 90-140 В. Объем жидкости разрыва зависит от конкретной толщины продуктивного пласта. При толщине пласта до 5 м объем жидкости разрыва составляет 10 м3, при толщине от 5 до 10 м - 15 м3 и от 10 до 15 м - 20 м3. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 19 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 У тд ты с с т Поверхностно активный кислотный состав (ПАКС). Поверхностно активный кислотный состав замедленного действия (ПАКС) производится 0 0 0 «Татнефть-Нефтехимсервис» и завозится на скважину в готовом виде. 5.3.3 Комплекс жидкостей разрыва состоящий из водного полисахаридного геля кислотного геля. Водный полисахаридный гель. Рецептура и порядок приготовления водного полисахаридного геля описаны в РД 153-39.1­ 826-13 «Методическое руководство по применению технологий большеобъемного гидравлического разрыва плста для условий месторождений ОАО «Татнефть»». Водный полисахаридный гель готовится непосредственно на скважине. При этом используется комплекс спецтехники и оборудования сервисного предприятия. Кислотный гель с Нефтенолом. Рецептура и порядок приготовления кислотного геля с Нефтенолом описаны в РД 153-39.1­ 826-13 «Методическое руководство по применению технологий большеобъемного гидравлического разрыва плста для условий месторождений ОАО «Татнефть»». Кислотный гель по рецептуре Шеврон-Филлипс. Рецептура кислотного геля разработана на основе товарной формы соляной кислоты специалистами института «ТатНИПИнефть» с участием инженеров-химиков фирмы Chevron Phillips. Базовый состав состоит из следующих компонентов: 15-24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (товарная форма) , з 1м ; о - полимер НЕ-150 - 20 дм ; - деэмульгатор Д Н -1 - 2 дм3; стабилизатор ионов железа FE -1 - 1 кг. Возможна корректировка базового состава с учетом конкретных геолого-физических и пластовых условий эксплуатации объектов ПАО «Татнефть» с целью расширения диапазона регулирования свойств и области применения данных перспективных гелекислотных композиций. Приготовление осуществляется на скважине в день проведения ГРП сервисным предприятием по ГРП с применением штатной спецтехники и оборудования. Кислотный гель готовится в металлической емкости объемом не менее 35 м3. Методика приготовления кислотного геля объемом 30 м3. В емкость заливают 30 м3 20-24 %-ного водного раствора соляной кислоты. Добавляют стабилизатор ионов железа FE-1 - 30 кг. Реагент поставляется в мешках по 25 кг. Добавляют деэмульгатор ДН-1 - 60 дм3. Деэмульгатор поставляется в бочках объемом 200 дм3. Раствор перемешивают в рабочей емкости насосным агрегатом в течение 30-40 мин. Полимер-загуститель НЕ-150 в объеме 600 дм3 дозируется в приготовленный раствор при его закачке в скважину. Полимер-загуститель предварительно заливается в мерную емкость объемом 1 м3 и подается насосным агрегатом в манифольд. Гелирование системы достигается в процессе прохождения кислотного раствора по колонне НКТ до забоя. Кислотный гель компании «Нефтетранссервис». Базовый состав состоит из следующих компонентов: Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 20 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 4U TATNEFT - 15-24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (товарная форма) - - бесполимерный загеливатель AS-SI - 30 дм3; - деэмульгатор AS-DA -4 -1 0 дм-'; - стабилизатор ионов железа AS-IR - 4 - 1 2 д м '; 1 м3; диспергатор AS-DI - 4-10 дм . Возможна корректировка базового состава с учетом конкретных геолого-физических и пластовых условий эксплуатации объектов ПАО «Татнефть» с целью расширения диапазона регулирования свойств и области применения данных перспективных гелекислотных композиций. Приготовление осуществляется на скважине в день проведения ГРП сервисным предприятием по ГРП с применением штатной спецтехники и оборудования. Кислотный гель готовится в металлической емкости объемом не менее 35 м . Методика приготовления кислотного геля: В емкость заливают расчетное количество 15-24 %-ного водного раствора соляной кислоты. Добавляют расчетное количество реагентов AS-DA, AS-IR, AS-DI. Раствор перемешивают в рабочей емкости насосным агрегатом в течение 20-30 мин. Бесполимерный загеливатель AS-SI дозируется в приготовленный раствор при его закачке в скважину или предварительно готовится в кислотной емкости. 5.4 пласта Контроль и обеспечение качества при выполнении гидравлического разрыв 5.4,1 Лабораторное оборудование. Стационарное лабораторное оборудование включает: - потенциометр (pH-метр) для измерения pH с набором калибровочных жидкостей; - водяную баня с терморегулятором (термостат); - сито с ячейкой 100 меш (0,149 мм) и 200 меш (0,074 мм); лабораторное оборудование для титрования (ГОСТ 29253-91 «Посуда лабораторная стеклянная. Бюретки. Часть 3. Бюретки с временем ожидания 30 с»); весы лабораторные ГОСТ Р 53228-2008 «Весы лабораторные. Общие технические требования», класс точности высокий; - блендер типа «Уоринг» с разными скоростными режимами, сосуд на 1 д м '; ротационный вискозиметр; вискозиметр Fann-35 с набором калибровочных жидкостей; - набор ареометров; - термометры; - лакмусовую бумагу в узком диапазоне pH (5-8 и 7-10); - шприцы и пипетки (1, 3, 5 и 10 см3); -1 лабораторную посуду (колбы плоскодонные на 250, 500, 1000 см~ и мерные цилиндры 50, 10, 250 и 500 см3); - фильтровальную бумагу; набор сит согласно ГОСТ Р 51761-2013 «Пропанты алюмосиликатные. Технические условия»; набор НАСН для анализа воды (Са, Mg, Fe, Na, Cl, НСОз, SO4, общая жесткость). Полевое лабораторное оборудование включает: Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.2(115. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 21 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ t t a t n f f t - электронный прибор для измерения pH с набором калибровочных жидкостей; - блендер типа Уоринг с разными скоростными режимами, сосуд на 1 дм3; - лакмусовую бумагу в узком диапазоне pH (5-8 и 7-10); о шприцы и пипетки (1, 3, 5 и 10 см”-); - электронные весы (с пределом измерения 100 г с точностью 0,01 г); электронный термометр; - водяную баню с терморегулятором (термостат); - вискозиметр Fann-35 с набором калибровочных жидкостей; - термометр; - набор НАСН для анализа воды (Fe, Cl, НСОз, SO4, общая жесткость); - лабораторную посуду (мерные цилиндры 100, 250 и 500 см3). 5.4.2 Анализ воды. Все типы воды, использующейся при приготовлении технологических растворов для последующей закачки в пласт на месторождениях, должны подвергаться полному комплексу анализов. При помощи комплекта НАСН (или аналога) необходимо определить возможные загрязняющие примеси или элементы, встречающиеся в естественных (природных) условиях и влияющие на качество геля: содержание кислорода, общего железа, бикарбонатов, солей серной кислоты (сульфатов), общая жесткость (кальций + магний) и хлориды. Если жесткость воды превышает 700 °Ж и во время проведения предварительных анализов геля возникают проблемы с его стабильностью, необходимо проведение дополнительных тестов на стабильность или применение специальных добавок. Общее содержание железа не должно превышать 10 мг/дм3. Содержание ионов бикарбоната не должно превышать 600 мг/дм3. Содержание ионов сульфатов не должно превышать 400 мг/дм3. Содержание ионов хлоридов не должно превышать 1000 мг/дм ’. Перед началом работ необходимо провести разовый лабораторный бактериологический анализ воды из всех используемых емкостей (фиксация роста бактерий в воде). Анализ заключается в контроле вязкости линейного геля, помещенного в водяную баню, - если в течение часа вязкость геля уменьшилась более чем на 2,0 м П ас, жидкость считается непригодной для гелирования. Тест на прозрачность выполняется следующим образом: налить в стеклянную ёмкость жидкость примерно на высоту 15 см; поставить на лист бумаги с текстом с размером печатного шрифта 10 - 12 пунктов. Если слова не читаются через высоту жидкости 0,15 м (15 см), то жидкость слишком грязная. В таком случае необходимо заменить объем жидкости профильтрованной водой. Откалибровать электронный измеритель pH (pH-метр) стандартными растворами с pH 4, 7 и 10. Измеритель pH должен показывать уровень кислотности в пределах от минус 0,1 до 0,1 pH. Показатель pH воды должен находиться в пределах от 5 до 8. Если pH ниже установленного предела, необходимо использовать каустическую соду (гидроксид натрия) для повышения pH, либо соляную кислоту для снижения уровня pH. Иметь в наличии лакмусовую бумагу в узком диапазоне pH (5-8 и 7-10), на случай поломки pH-метра или запасной электронный рН-метр. 5.4.3 Стационарный контроль качества материалов ГРП. 5.4.3.1 Общие сведения. Данные исследования относятся ко всем видам обработки, где применяется сшитая жидкость ГРП. Основная цель данных испытаний - подтверждение качества жидкости при Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 22 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ TATNEFT каждом ГРП без необходимости проведения аналогичных испытаний при любом изменении забойной температуры и концентрации геля. При данных исследованиях определяется: реология жидкости (включает исследования линейного и сшитого геля, содержащего деструктор на ротационном вискозиметре, позволяющем фиксировать вязкость при различных скоростях сдвига и реологические коэффициенты при повышенных температурах и давлениях); деструкция (специальная баня для деструкции геля ГРП). Запрещено проводить закачку жидкости без предварительного анализа рецептуры в ротационном вискозиметре с пробой из источника воды, используемой на кустовой площадке. Все ротационные вискозиметры должны проходить ежегодную сертификацию и калибровку с привлечением технического представителя предприятия-изготовителя. Отчеты о сертификации и калибровке должны быть доступны для проверки. 5.4.3.2 Испытание базовой жидкости (на дистиллированной воде). Проводится для всех рецептур жидкостей, добавок, в том числе деэмульгаторов, брейкеров, активаторов, сшивателей и стабилизаторов глин в диапазоне от минус 5 до 5 °С от статической забойной температуры (проводится при поступлении нового комплекса химреагентов для ГРП). Для используемых комплексов химреагентов для ГРП из новых партий достаточно провести анализ добавок с использованием ротационного вискозиметра с использованием воды из источника, планируемого к использованию и сравнить с результатами предыдущих анализов, также проведенных на данной воде. Концентрация деструктора при данном испытании должна составлять проектное значение, рассчитанное для сшитой буферной жидкости («подушки»). Неотъемлемой частью испытаний базовой жидкости является проведение испытаний на чувствительность/отклонение. 5.4.3.3 Испытания воды из источника. Комплекс испытаний аналогичен проводимым испытаниям на дистиллированной воде. Испытания проводятся для всех согласованных источников технологической воды в данном регионе. Неотъемлемой частью испытаний является проведение испытаний на чувствите л ьность/откл онения. Все испытания с использованием ротационного вискозиметра должны проводиться с применением специального испытательного стакана R1 и вращающейся установки R1-B5X при скорости сдвига 100 с"1. Данное испытание называется испытанием на стабильность и разрушение жидкости. С целью соблюдения процедуры испытаний на чувствительность к сдвигу, первые 5 минут испытания должны проводиться при скорости сдвига 511 с"1, а затем необходимо резко снизить скорость до 100 с '1 и продолжить испытания в течение 5 мин с последующим резким увеличением скорости до 5 1 1 с '1 в течение 5 мин. Все испытания на чувствительность к сдвигу должны проводиться при температуре, равной полусумме статической температуры на забое и температуры жидкости на поверхности, либо использовать температуру с забойного манометра соседних скважин, но не менее 25 °С в летнее время и 30 °С в зимнее время. Исключением являются условия, при которых пластовая температура ниже температуры жидкости ГРП на поверхности. В этом случае необходимо проводить тестирование при температуре, максимально приближенной к пластовой. При проведении всех испытаний с использованием ротационного вискозиметра полное значение статической забойной пластовой температуры должно быть достигнуто через 5 - 1 0 мин после начала испытания. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Ц15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 23 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 -‘-3 т TATNEFT Результаты всех испытаний заносятся в базу данных химической лаборатории сервисного предприятия по ГРП на постоянное хранение с указанием всех номеров партий испытанных реагентов и перечнем проведенных испытаний по всем операциям. 5.4.3.4 Испытания на чувствительность. Критическое значение для проведения работы имеет запас прочности рецептуры жидкости, т.е. допустимые пределы отклонения системы добавок, не влияющие на качество системы. Например, при закачке буферной жидкости, измерение объемов химических добавок показало, что было закачано сшивателя полимера на 20 % больше, чем требовалось. В этом случае необходимо решить, продолжить операцию по ГРП или прекратить? Для принятия правильного решения необходимы результаты проведенного испытания с использованием ротационного вискозиметра с отклонениями от расчетных показателей, на 10­ 30 % в большую (+) или меньшую (-) сторону. Результаты анализов на чувствительность для каждой партии комплекса химреагентов с критичными достаточными расхождениями/изменениями активных реагентов нужны для того, чтобы понять, где находится точка «пригодности» для данной жидкости ГРП (проводится, если на склад приходит новый комплекс химреагентов для ГРП). Для используемых комплексов химреагентов для ГРП из новых партий достаточно провести критичные испытания сшивателей (минус 20 %), деструкторов (20 %). Результаты тестирования должны быть в наличии для каждой работы ГРП. Испытания соответствующих стадий буферной жидкости с использованием ротационного вискозиметра следует проводить при статической температуре пласта. 5.4.3.5 Эмульсионные испытания. При использовании гелей на водной основе до начала работ необходимо выполнить испытания на образование эмульсий с водой и пластовой нефтью для определения концентрации поверхностно-активного вещества и деэмульгаторов во избежание попадания в пласт устойчивых эмульсий. Базовый эмульсионный тест выглядит следующим образом: 3 3 поместить 0,1 м (100 см ) неочищенной нефти в лабораторный блендер или высокоскоростной миксер (при отсутствии мини-блендера); - включить лабораторный блендер на максимальную скорость; - добавить 0,1 м3 (100 см3) водного раствора; - смешивать на высокой скорости в течение одной минуты; - поместить в градуированный цилиндр вместимостью 250 см ; - поместить в температурную ванну при условиях равных или близких к статической забойной температуре; - 1 раз в минуту в течение 30 минут отмечать объем распада водного раствора. За 30 мин распад смеси должен составить 90 %, т.е. не менее 0,09 м3 (90 см3) водной фазы. Добавить концентрат деэмульгирующего агента и/или схожего агента для достижения распада 90 % объема в течение 30 мин при статической забойной температуре. Между нефтью и водными фазами необходимо обеспечить поверхность раздела не более 0,004 м3 (4 см 3), при этом необходимо обеспечить «чистую поверхность». Следует испытать различные концентрации деэмульгирующего агента для уменьшения поверхности раздела. Для проведения теста использовать разрушенный гель. 5.4.3.6 Испытания на совместимость линейного геля и пропанта с полимерным покрытием. При использовании пропантов с полимерным покрытием или другим специальным покрытием, должны быть предоставлены результаты испытаний, что жидкость ГРП совместима с Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 24 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 -‘- 4 TATNEFT любым типом пропанта с полимерным покрытием, запланированным для использования при ГРП, а также с пластовыми углеводородами. Порядок подготовки жидкости к испытанию с применением ротационного вискозиметра в случае применения полимерного пропанта: а смешать 100 см геля с планируемой концентрацией полимера. Перед проведением дальнейших работ убедиться в том, что полимер полностью растворился; смешать все остальные добавки, кроме сшивателя, при помощи лабораторного блендера с минимальной скоростью; добавить 120 г полимерного пропанта; продолжать удерживать минимальную скорость работы миксера для предотвращения оседания пропанта и снижения возможного увлечения воздуха; продолжать замешивание в течение 10 мин; дать пробе отстояться до полного рассеивания воздуха; сцедить жидкость (без пропанта) в объёме, требуемом для проведения испытания с использованием ротационного вискозиметра; провести испытание с использованием ротационного вискозиметра по заданным пластовым параметрам. Обеспечить наличие результатов всех перечисленных испытаний при проведении ГРП. 5.4.4 Требования к контролю качества, транспортировке и хранению пропанта. 5.4.4.1 Принципы обеспечения контроля качества пропанта. Целью требований к контролю качества пропанта является обеспечение гарантии того, что приобретенный пропант прибудет в конечный пункт назначения с неизменными свойствами. Большинство пропантов, используемых для ГРП, преодолевают длительный путь от изготовителя к скважине. Настоящие требования призваны указать на основные моменты обращения с пропантом для сведения к минимуму изменения его свойств. Для соответствия различным требованиям качества, все виды пропантов производятся по спецификациям контроля качества (высокие или более низкие требования). Сертификат качества должен сопровождать каждую вновь прибывшую с завода-изготовителя партию. 5.4.4.2 Требования к транспортировке и хранению пропанта. Все типы пропантов должны храниться в не отапливаемом, сухом помещении в любое время года. При загрузке железнодорожного вагона или грузового автомобиля для перевозок пропанта россыпью необходимо использовать ограничивающий «фильтр-экран» для сбора различного рода мусора и посторонних предметов. До разгрузки пропанта, полевые ёмкости, песковозы и связанные с ними трубопроводные системы должны быть осмотрены на предмет выявления остаточного пропанта, который, возможно, был оставлен от предыдущих работ. Надлежащая очистка ёмкостей и линий должна стать стандартной рабочей процедурой до и после всех обработок. Шнек подачи пропанта и вся система загрузки должны быть предельно чистыми. Если необходима внутренняя очистка ёмкостей, то прежде требуется получить наряд-допуск на работу внутри ёмкости. При необходимости может быть использована вакуумная установка для очистки ёмкостей и другого связанного с обработкой оборудования. Прежде чем начать работы по ГРП, сервисная организация выполняющая работы по ГРП предоставляет представителю заказчика следующие документы: входной лист контроля качества; Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 25 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ TATNEFT паспорт на данную партию пропанта. Во время разгрузки пропанта образуется пыль, поэтому необходимо использовать защитный респиратор. Для отбора образцов пропанта при его разгрузке, по возможности, использовать автоматизированные пробоотборники. После окончания разгрузки, необходимо осмотреть ёмкость песковоза на наличие остатков пропанта. После проведения ГРП необходимо провести осмотр ёмкостей на наличие оставшегося пропанта после проведения обработки. С помощью специальных весов определить массу оставшегося пропанта, и количество пропанта, закачанного из каждого отделения песковоза или емкости. Сравнить показания сумматоров пропанта и фактически закачанное количество пропанта. При необходимости внести корректировки в источники сумматоров. 5.4.4.3 Пропант - тестирование и документация. Необходимо соблюдение процедур проведения испытаний и технических требований, перечисленных в ГОСТ Р 51761-2013 «Пропанты алюмосиликатные. Технические условия». Испытания проводимости пропанта и определение насыпной плотности должны проводиться в соответствии с ГОСТ Р 51761-2013 «Пропанты алюмосиликатные. Технические условия». По требованию заказчика, должны быть предоставлены данные по выборочно проведенному «краш-тесту» по каждой партии пропанта. Желательно представление документов с анализами результатов испытаний независимых лабораторий (Stimlab, FracTech и т.д.). При использовании полимерного пропанта должны дополнительно быть предоставлены тесты, подтверждающие сцепление пропанта при определенных пластовых условиях. 5.4.5 Полевой контроль качества. Полевой контроль качества работ по ГРП выполняется подрядной организацией и контролируется супервайзером ПАО «Татнефть» и распорядителем работ от НГДУ. 5.4.5.1 Анализ жидкости разрыва. Перед началом работы обязательно проведение бактериологического анализа на объекте с использованием имеющихся химреагентов и проб воды из ёмкостей. До проведения бактериологического теста загеливание ёмкостей не проводить. Для каждой рецептуры рабочей жидкости разрыва, запланированной к применению, на объекте должна быть соответствующая документация, подтверждающая проведение теста на реологию. На графиках, представленных в результатах испытаний, должны быть указаны номер партии или лота, источник воды, дата проведения испытания и оптимальное значение pH для сшитого геля реагента. При работе в зимний период температура основной жидкости перед загеливанием должна составлять не менее 30 °С. При работе в летнее время минимальная температура воды для базовой жидкости должна составлять 25 °С. Зимним периодом считается время при температурах воздуха ниже О °С, летним - при температуре воздуха выше О °С. Перед началом работ представитель заказчика, инженер по ГРП должны убедится в наличии на скважине достаточного количества всех необходимых материалов и оборудования (ёмкостей, основной/базовой жидкости, хим. реагентов, пропанта, лабораторного оборудования и материалов) согласно утвержденному плану работ. Порядок проведения испытаний: перед проведением испытаний необходимо откалибровать вискозиметр типа Fann-35, используя калибровочное масло с вязкостью от 20 до 50 мПа с. Использовать воду в качестве калибровочной жидкости запрещается. Настроить показания для геля, занести данные в журнал калибровки вискозиметра; Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 26 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 Y t a t n f f t - воду для тестирования нагреть до 25 °С; добавить необходимое количество воды и химических материалов для ГРП в лабораторный смеситель; размешивать в течение 10-15 мин. Измерить вязкость геля с помощью вискозиметра типа Fann-35. Определить эквивалентную (равную) концентрацию геля на основе значений вязкости и температуры (в соответствии с данными стационарной лаборатории ГРП). При результатах испытаний: если значения вязкости в пределах 90 - 95 % (~1 - 2 МПа-с) от проектной концентрации, то продолжить анализ на «сшивку» линейных полимеров (процесс сшивания); если значения отклонений вязкости более 2 МПа-с от проектной концентрации работы не начинать до устранения несоответствия. 5.4.5.2 Анализ на сшивку. Для проведения испытаний рекомендуется использовать лабораторный блендер типа Waring с емкостью 1,0 м с реостатом для регулирования скорости вращения вала лабораторного блендера. Порядок проведения испытаний: поместить образец геля в водяную баню и подогреть до ожидаемой температуры в пласте; после нагрева поместить пробу жидкости объемом 0,25 м3 (250 см3) в емкость блендера. Увеличивать скорость вращения смесителя до тех пор, пока не станут видны целиком лопасти лабораторного блендера. добавить сшиватель геля (сшиватель должен быть взят из тех же емкостей, которые предназначены для проведения данной операции); провести анализ на «сшивку» линейных полимеров (метод «закрытия воронки»). Воронка жидкости должна закрыться и «образовать купол» в течение 50 и 75 % расчетного времени, необходимого для того, чтобы жидкость дошла до перфорационных отверстий. Произвести корректировку добавки сшивателя для обеспечения сшиваемости геля на отметке 75 %. Определение окончательных добавок сшивателя или замедлителей для обеспечения требуемого времени сшивания должно основываться на данных с использованием ротационного вискозиметра; удалить жидкость из смесителя (блендера) и убедиться, что жидкость выглядит «языком» в стакане. Если по результатам анализа жидкость не соответствует требованиям, необходимо повторить анализ с другим сшивателем. Для испытаний следует использовать сшиватель, предназначенный для данного ГРП; поместить образец геля в водяную баню и подогреть до статической забойной температуры. Убедится, что значение pH находится в диапазоне, предложенном изготовителем геля; - если проба геля выглядит «комковатой» (происходит сшивание геля ГРП с образованием избыточных линейных связей полимеров), необходимо отрегулировать концентрацию сшивателя. 5.4.5.3 Загеливание в емкостях. Если жидкость успешно прошла вышеуказанные испытания, то можно приступать к загеливанию емкостей. Для улучшения гидратации полимера гуара при приготовлении жидкости разрыва допускается предварительный замес сухого полимера гуара в дизельном топливе (с Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Ц15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 27 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 - ' концентрацией до 2 дм3/кг.) перед подачей в емкость с водой. После загеливания емкостей повторить анализ вязкости геля для каждой емкости, чтобы убедиться, что достигнута полная гидратация геля. До тех пор, пока не проведено испытание геля во всех емкостях, проведение ГРП не допускается. 5.4.5.4 Соблюдение контроля качества пропанта. Весь пропант, завезенный на скважину для проведения ГРП, должен быть просеянным, сухим, не замороженным и однородным, без крупных посторонних частиц. На объекте работ должны быть предоставлены сертификаты от производителя, результаты ситового анализа производителя и входной лист контроля качества пропанта. Весь пропант или песок, загруженный в песковозы или ёмкости хранения пропанта на месторождении, должен быть просеян через металлическую сетку с размером ячейки не более 0,0025х0,0025 м (2,5 х2,5 см). Воронки блендера или точки приёма пропанта также должны быть оснащены сеткой с размером ячейки не более 0,0025 х0,0025 м (2,5Х2,5 см). Разный по размеру, покрытию и типу пропант должен засыпаться в раздельные секции песковоза и не смешиваться. Весь пропант, необходимый для проведения ГРП, должен затариваться в спецтранспорт до начала ГРП. 5.4.6 Проверка блендеров, технологических линий, насосных агрегатов и манифольдов Необходимо визуально проверить манифольд, блендер, технологическую линию и насосные агрегаты перед монтажом, чтобы убедиться в том, что не осталось пропанта с предыдущих работ. Всё оборудование должно быть промыто и очищено в условиях базы. Допускается промывка оборудования на скважине на вакуумный агрегат или ёмкость в случае, если по согласованию с заказчиком флот перемещается со скважины на скважину. Данное обстоятельство является критически важным при проведении ГРП на скважине с минимальным зумпфом или если на предыдущей скважине был использован пропант более крупного диаметра. Для удаления остаточного пропанта из блендера и манифольда необходимо прокачать чистую воду в пустую ёмкость через всю технологическую линию. Запрещается использовать насосные агрегаты высокого давления для прокачки любых линий, кроме основной технологической. Блендер обязательно должен быть оснащен дублирующим оборудованием подачи химреагентов (насос подачи жидких и шнек подачи сухих химреагентов). 5.4.7 «Ведёрный тест». 5.4.7.1 Основным требованием при проведении «ведёрных тестов» (bucket test) является обязательная регистрация параметров испытаний в станции контроля на месте закачки. Обязательно при предоставлении отчета о проделанной работе предоставить данные записи испытаний расходомеров. 5.4.7.2 Испытание расходомера жидких химреагентов. Требование к расходомерам при проведении ГРП заключается в использовании расходомеров электромагнитного типа или расходомеров Кориолиса для измерения расхода жидких химреагентов. Турбинные расходомеры допускаются к применению только в качестве запасного средства измерения в случае выхода из строя магнитного расходомера во время закачки. Использование тахометров при ГРП не допускается. Для осуществления полного контроля расхода жидких добавок с помощью компьютера, установленного в станции управления или на блендере, на всасывающей линии блендера должен быть установлен расходомер электромагнитного (или кориолисового) типа. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2(^15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 28 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 TATNEFT При использовании гидратационной установки для регулирования расхода жидких химреагентов может применяться расходомер (нагнетательный), однако все насосы подачи жидких химреагентов должны иметь возможность управления с компьютера. Расходомеры турбинного типа подвержены воздействию вязкости, поэтому при проведении «ведёрного теста» необходимо добавлять все реагенты, которые подаются в поток в процессе закачки ГРП. Для получения более точных показаний расхода и объема химреагентов рекомендуется полностью заполнить все линии и манифольд перед измерением уровня. 5.4.7.3 Калибровка насосов подачи жидких химреагентов. Для проведения калибровки насосов подачи жидких химреагентов необходимо: выполнить и записать первоначальные показания замеров и объемов всех жидких химреагентов; - установить рабочий расход насоса (согласно программе проведения ГРП); отсоединить шланг от ёмкости блендера и присоединить к откалиброванной 3 Iт «ведёрной» ёмкости объемом 10 дм . Последняя должна быть откалибрована и четко градуирована на 1, 2, 3 дм 3 и так далее до 10 дм 3; * * » - » » » приступить к закачке в ёмкость. При закачке в ёмкость запрещается регулировать подачу насосов вручную. Тест проводится в автоматическом режиме. Расход жидких химреагентов должен регистрироваться компьютером в виде концентрации (м 3/м 3), а не расхода (дм /мин); после выхода на режим насоса подачи жидких химреагентов с помощью секундомера засечь время, необходимое для заполнения ёмкости до уровня отмеченных делений. Допустима погрешность в пределах 5 %. Если погрешность превышает 5 %, необходимо: провести повторное испытание насоса подачи химреагентов; если после повторного испытания погрешность превышает пересмотреть факторы калибровки и проверить исправность оборудования; 5 %, необходимо провести повторное испытание; если после повторного испытания погрешность также превышает 5 %, необходимо вручную произвести настройку для обеспечения правильной подачи добавки. Расход можно настроить изменением поверки калибровки или с помощью + /- коэффициента (количество импульсов на единицу объема). Предпочтительно настраивать расходомер с использованием данного коэффициента; провести аналогичную процедуру с запасным насосом подачи химреагентов. 5.4.7.4 Испытание шнека сухих химреагентов. До проведения ГРП необходимо с помощью весов взвесить весь брейкер, находящийся на площадке, для определения его количества. Все шнеки подачи сухих химреагентов (включая резервный) должны быть откалиброваны. Погрешность в показаниях шнеков подачи сухих химреагентов возникает при работе на низких концентрациях. Одной из причин погрешности является размер самих шнеков. Если шнек слишком большой в диаметре, то это затрудняет его эффективную работу при низких оборотах. В этом случае необходимо заменить шнеки в соответствии с минимальными значениями расчетной концентрации подачи брейкера. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 29 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 -^9 TATNEFT Во время работы запрещается добавление сухих химреагентов вручную. Все сухие химреагенты должны подаваться посредством шнекового подающего устройства, при этом контроль концентрации осуществляется посредством компьютера блендера. Для проведения калибровки шнека подачи сухих химреагентов, необходимо засыпать в приемный отсек шнека определенное количество сухого химреагента так, чтобы выступающая часть шнека была полностью закрыта. Убедиться в наличии достаточного количества химреагента для испытания. Затем необходимо установить рабочий расход насоса (как правило, рабочий расход согласно дизайну ГРП). Установить концентрацию сухих химреагентов на минимальное значение для ГРП, настроить автоматический режим на компьютере. Если необходимо моделировать подачу сухих химреагентов в чан блендера, необходимо использовать ёмкость (ведро) для сбора брейкера, чтобы избежать его попадания в технологическую ёмкость. Затем необходимо запустить шнек сухих химреагентов. При этом запрещается вручную регулировать шнек. Данное испытание выполняется полностью в автоматическом режиме. Расход сухих химреагентов должен регистрироваться компьютером в виде концентрации (кг/м ), а не расхода (кг/мин). После выхода на режим шнека подачи брейкера, при помощи секундомера засечь 1 или 2 мин, затем взвесить количество отмеренного брейкера на весах. При погрешности менее 5 % можно начинать выполнение ГРП. При погрешности более 5 % необходимо провести ремонт или калибровку шнека и провести повторное испытание. Необходимо провести данное испытание для всех шнеков подачи сухих химреагентов, в том числе запасных. 5.4.8 Испытание расходомера блендера. Допускается проводить испытание расходомеров на входе и выходе блендера на стадии замещения. Проводить основной ГРП при неисправных расходомерах не допускается. Необходимо, чтобы отклонения в конечных итоговых показаниях, а также скорости закачки во время испытания не превышали 5 %. Поэтому выполнение данного испытания требует запись показаний на диаграмме. Для испытания необходимо наличие двух емкостей, одна из которых должна быть объемом не менее 10 м '. Порядок проведения испытания: - измерить и записать уровень жидкости в обеих ёмкостях; снять показания обоих счетчиков блендера и записать. Обнулить показания счетчиков перед началом испытания; - подготовиться к записи данных по каждому расходомеру и печати в виде графика (расход - время). Установить шкалу для определения погрешности 5 %. Например, если расход равен 1 мУмин, установить шкалу в диапазоне от 0,9 до 1,1 (от минус 10 до 10 %); - использовать только всасывающий насос; - установить задвижки на блендере таким образом, чтобы отсечь чан, так как уровень воды в чане может повлиять на показания расходомера; выполнить тест при проектной скорости закачки насосов, но не менее 1 ч /мин в течение 10 мин; - произвести измерения в обеих ёмкостях. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 30 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 30 TATNEFT Сумматоры расходомеров должны показывать погрешности в пределах 5 % от фактически закачиваемых объемов и не должны давать скачкообразных показателей расходов во время испытания, отклоняющихся от заданного расхода более чем на 5 %. Если погрешность находится вне допустимых пределов, более 5 %, устранить неисправность и провести повторное испытание. Если погрешность менее 5 %, можно продолжать работу при условии, что анализ на чувствительность подтверждает удовлетворительное качество жидкости при отклонении объема добавок в диапазоне от минус 20 до 20 %. 5.4.9 Циклическое испытание блендера и гидратационной установки. После проведения «ведёрных тестов» насосов подачи жидких и сухих химреагентов, а также расходомеров, калибровки и принятия результатов представителем заказчика провести циклическое испытание блендера или гидратационной установки. Установить концентрацию на насосах подачи жидких и шнеках сухих химреагентов аналогичной установленному значению при проведении «ведёрных тестов». Во время циркуляции технологических ёмкостей при рабочем расходе (например, 3 м /мин) и установленными значениями концентраций жидких и сухих химреагентов согласно дизайну ГРП, снизить расход блендера или гидратационной установки примерно до половины от проектного. Зафиксировать время реакции систем подачи жидких и сухих химреагентов на изменение расхода. Максимально допустимое время реакции на стабилизацию насосов подачи жидких и шнеков сухих химреагентов, а также корректировку концентрации составляет 10-20 с. Если время отклика превышает 20 с, необходимо провести корректировку гидравлических или электронных модулей контроля системы и провести повторное испытание. Провести аналогичное испытание в обратном порядке, начиная с расхода 1,5 м /мин и повышая его до 3 м3/мин. Требования к испытанию аналогичны описанным выше. 5.4.10 Требования, предъявляемые к плотномерам и условия их применения. При проведении ГРП необходимо использовать радиоактивный плотномер (или его аналоги), который устанавливается в линии подачи жидкости низкого и/или высокого давления. Радиоактивный плотномер должен обеспечивать показания плотности и записи диаграмм и показаний системой записи данных. 5.4.11 Требования к контролю качества при работе с гидратационной установкой Метод добавления реагентов в технологическую жидкость в процессе закачки («на лету») обладает рядом практических преимуществ, а именно происходит экономия времени при проведении ГРП и сокращение расходов. В то же время, метод добавления реагентов при закачке обладает рядом недостатков. Основные проблемы связаны с отсутствием контроля качества в полевых условиях. Недостаточный уровень контроля качества процесса закачки «на лету» приводит к низкому качеству ГРП. При использовании метода добавки реагентов «на лету», необходимо оснащение установки гидратации следующими видами специального оборудования: - электронный вискозиметр, работающий в режиме реального времени; измеритель pH, работающий в режиме реального времени; термометр, работающий в режиме реального времени. Все вышеуказанные приборы должны иметь цифровые дисплеи и возможность выведения и регистрации параметров в станцию контроля ГРП. Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.20.15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 31 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ TATNEFT Перед началом проведения ГРП с добавлением реагентов «на лету» с особой тщательностью требуется проверить и записать время гидратации геля. Степень гидратации базового геля ко времени достижения 2/3 от объема НКТ должна составлять 90-95 %. 5.4.12 Контроль процесса ГРП. 5.4.12.1 Взаимодействие. Приоритетным моментом является обеспечение взаимодействия между ответственным за проведение ГРП инженером и представителем заказчика. По возможности необходимо ограничить количество персонала, который должен находиться в станции контроля. В станции контроля должен находиться именно тот персонал, который непосредственно участвует в проведении работ. Работа не может быть начата без устного разрешения представителя заказчика. При возникновении каких-либо проблем в процессе проведения ГРП ответственный за проведение ГРП обязан немедленно уведомить представителя заказчика. По заявке представителя заказчика, ему должно быть предоставлено переговорное устройство (в комплекте с наушниками и микрофоном), работающее в тех же частотах, что и средства связи бригады ГРП. 5.4.12.2 Наблюдение за расходомерами. Оператор насоса высокого давления, в качестве основного показателя рабочего расхода должен полагаться на показания магнитного расходомера смеси. При повышении концентрации пропанта в процессе ГРП мощность трехплунжерных или пяти плунжерных насосов падает до 90 92 % от номинальной, в зависимости от концентрации пропанта. Поэтому, если оператор ориентируется на показания счетчика ходов поршня, 10 %-ное снижение расхода может иметь нежелательные последствия для успеха операции. Необходимо спланировать время измерений таким образом, чтобы произвести закачку достаточного объема химреагентов для снятия точных показаний и принятия на их основании правильного решения. Следует провести не менее одного измерения во время закачки буферной жидкости, чтобы обеспечить контроль подачи химреагентов и возможность остановки насосов при необходимости до начала подачи пропанта. Если скорость подачи химреагентов превышает допустимый предел погрешности, необходимо немедленно провести повторное измерение. Если измерение подтверждает отклонение, то нужно скорректировать расход путем настройки концентрации химреагентов на указанный процент. 5.4.12.3 Пробы жидкости. Обязательным требованием является отбор проб жидкости на каждой стадии закачки. Все пробы необходимо разделить и промаркировать. Пробоотборники должны представлять собой компоновку из двух задвижек, расположенных в зоне общего потока смеси для обеспечения тщательного отбора проб. Во время проведения ГРП нельзя менять концентрации химреагентов, если только такая необходимость не подтверждается лабораторными реологическими тестами, измерениями температуры и pH жидкости, т.е. проведение только визуального осмотра недостаточно. 5.4.12.4 Контроль за непосредственным выполнением процесса ГРП представителем заказчика. Контроль за непосредственным выполнением процесса ГРП должен осуществлять представитель заказчика. До проведения процесса ГРП он должен быть ознакомлен с проектом гидравлического разрыва пласта. В день проведения ГРП мастер бригады КРС, руководитель Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 32 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 32 т TATNEFT процесса ГРП и представитель заказчика должны проверить готовность скважины к проведению гидроразрыва и составить акт готовности. При проверке готовности к ГРП представитель заказчика обязан проверить: а) Приемный ковш (хоппер) блендера на наличие остатков пропанта с прошлых работ. Осматриваемые отсеки должны быть чистыми от пропанта и посторонних предметов. б) Наличие необходимого объема воды (нефти), пропанта, гелеобразующих химреагентов согласно плану работ. Емкости с водой должны быть достаточно нагреты: в зимнее время не менее 30 °С, летом не менее 25 °С. в) Оснащенность бригады КРС двумя комплектами трубных ключей, подъемными патрубками и их исправность. г) Качество пропанта, наличие сертификата и визуальный осмотр (отсутствие комков, грязи, инородных тел, размер частиц и их соответствие плану работ). д) Наличие сертификатов на химреагенты и количество завезенной химии. е) Наличие необходимого количества техники и комплекта оборудования. Представитель заказчика обязан присутствовать на бакет-тестах (ведёрный тест). Для измерения объемов и концентрации пропанта на линии должены присутствовать плотномеры (низкого/высокого давления). Запрещается, производит работы по закачке пропанта при отсутствии плотномеров. При выявлении в ходе подготовки скважины к процессу ГРП несоответствия отдельных пунктов, предусмотренных планом работ, исполнителям работ (бригаде ТКРС или сервисному предприятию) дается время на устранение замечаний. При соответствии всех пунктов установленным требованиям мастер бригады КРС, представитель заказчика и руководитель процесса ГРП подписывают акт готовности скважины к проведению ГРП, после чего представитель заказчика осуществляет наблюдение за ходом процесса из станции управления. При проведении тест-закачек, в зависимости от гидравлической реакции пластов руководитель процесса ГРП и представитель заказчика вправе изменить запланированные параметры (объемы, режим закачки) с последующим предоставлением отчета. Представитель заказчика несет полную ответственность за корректировки проекта ГРП. При этом проект ГРП согласовывается с аналитической группой подрядчика и руководством ОКРС НГДУ. Результат согласования вноситься в журнал согласований. 5.4.13 План действий в аварийной ситуации. 5.4.13.1 Возможность качественно выполнить ГРП предоставляется один раз. Если пропан закачан в пласт, успешно выполнить повторную стимуляцию гораздо сложнее. Поэтому, в обязательном порядке необходимо иметь план действий на случай непредвиденных обстоятельств. Непредвиденные обстоятельства, из-за которых необходимо приостановить работы, могут быть следующими: потеря показаний или значительное отклонение в показаниях расходомера жидкостей или добавок; отклонения в расходе основных химреагентов (сшивателя, деструктора, активатора и буферов) более чем на 5 %; - потеря или значительное снижение расхода насосов; потеря подачи пропанта без явных причин; потеря контроля над автоматической подачей добавок; преждевременное прекращение работы во время закачки. Последствия преждевременного прекращения работы во время закачки: Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 33 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 33 TATNEFT буферной жидкости - операция не ставится под угрозу, если работа приостановлена на этапе закачки подушки; на ранних стадиях закачки пропанта - если проблемы произойдут на ранних стадиях закачки пропанта, что может негативно сказаться на выполнении гидроразрыва, необходимо произвести перепродавку пропанта линейным гелем превышающий минимум в 1,5 раза объём НКТ, используемых на работе в пласт, чтобы продавить пропант в конец трещины, что позволит в дальнейшем осуществить повторное проведение ГРП; - на последних стадиях закачки пропанта есть критическая точка, после которой, в случае возникновения проблемы, наилучшем вариантом будет довести работу до конца, не стараясь устранить возникшую проблему. Это решение должно приниматься представителем НГДУ совместно с ответственным за проведение ГРП инженером. 5.4.13.2 План действий по замене буферной жидкости при остановке закачки. Необходимо предусмотреть меры по замене буферной жидкости в связи с остановкой закачки этой стадии. Необходимо произвести расчет скорости фильтрации жидкости в пласт во время закачки буфера. Умножить общее время остановки на скорость утечек в пласт, добавить полученный объем к объему оставшейся буферной жидкости и возобновить работу. 5.4.13.3 Проблемы с подачей насосов. Если не удается достичь заданного расхода: а) Во время закачки буферной жидкости: 1) из-за слишком высокого давления закачки - прекратить закачку с постепенным снижением расхода, записать давление моментальной остановки, определить, с чем конкретно связана проблема (с градиентом ГРП, чрезмерным трением в перфорационных отверстиях, извилистостью приствольной зоны или чрезмерным трением жидкости). Затем необходимо проконсультироваться с ответственными представителями заказчика и подрядчика. Необходимо перепроектировать дизайн с более низким расходом; 2) по причине отказа оборудования - в этом случае необходимо устранить проблему и заново провести операцию. б) Во время стадий закачки пропанта: 1) если имеется достаточное количество жидкости и добавок, удлинить стадии с пропорциональным соотношением фактического и заданного расхода; 2) если возможно, провести компьютерное моделирование для корректировки графика закачки пропанта для достижения необходимой геометрии трещины; 3) в случае возникновения риска преждевременной упаковки трещины, если необходимо достичь целей дизайна ГРП, например, закачка последней стадии пропанта с полимерным покрытием, то целесообразно остановить подачу керамического пропанта и приступить к стадии закачки пропанта с полимерным покрытием раньше, чем это планировалось по дизайну ГРП; 4) проверить линию от бункера песковоза до шнеков или приема блендера на предмет забивания линии замёрзшим пропантом. 5.4,14 Заключительные работы после проведения ГРП. По завершении закачки необходимо выполнить расчет остатков всех материалов используемых при ГРП и заполнить форму акта, предусмотренную подрядной организацией. Рекомендуемая форма акта приведена в приложении Б. Отчитаться перед представителем заказчика в течение часа после остановки закачки. Сравнить фактические объемы жидкости, Документ создан в электронной форме. № 3126~ИсхИАНч(750) от 27.10.20.15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 34 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ^ ^ TATNEFT химреагентов и пропанта с показаниями расходомеров. Если расхождение превышает 5 %, то необходимо устранить возможные неполадки перед началом следующих операций по ГРП. Определить точность показаний сумматоров пропанта: вычесть значение показаний чистой жидкости из общего прокачанного объема - получится объем закачанного пропанта в м ’. Для подсчета тоннажа умножить полученный объем на удельный вес пропанта. Сравнить полученное значение с фактической массой остатков пропанта и показаниями сумматоров. Проследить за обязательным взвешиванием остатков пропанта в песковозе перед выездом бригады ГРП со скважины. Для взвешивания применять только специальные весы. В случае «СТОПа» необходимо взять и предоставить в стационарную лабораторию пробу линейного сшитого геля с каждой емкости ГРП, а также пробы воды с каждой емкости (набираются предварительно перед гелированием) на случай длительного времени доставки пробы геля в стационарную лабораторию. Результаты анализа должны быть представлены в форме отчета. С целью обоснования целесообразности проведения или непроведения повторной операции по ГРП после преждевременной остановки закачки, установить следующие критерии оценки: не считать «СТОПом» закачку пропанта в пласт более 90 % от запланированного объема, без производственных и технических проблем; в случае получения «СТОПа» на продавке жидкости с объемом пропанта, оставленного в НКТ, не превышающего 1,0 т, без производственных и технических проблем и при получении запланированного дебита жидкости, считать данную обработку с получением эффекта «концевого экранирования трещины» (TSO). 6 Требования окружающей среды промышленной, пожарной безопасности и охраны 6.1 Требования промышленной безопасности. 6.1.1 Процесс гидравлического разрыва пласта проводится в условиях высоких давлений с применением кислоты и углеводородных жидкостей, поэтому его относят к технологическим процессам повышенной опасности. Работы должны проводиться согласно утвержденному плану работ в соответствии с требованиями Федеральных законов, норм и правил в области промышленной безопасности. 6.1.2 Подготовительно-заключительные работы и процесс ГРП должны выполняться с соблюдением требований правил, норм и инструкций, действующих на предприятии под непосредственным руководством мастера или лица, его заменяющего, согласно утвержденному плану работ и проекту ГРП. 6.1.3 К работе допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, не имеющие противопоказаний по состоянию здоровья, прошедшие инструктаж по безопасности труда и стажировку на рабочем месте, обученные безопасным методам и приемам выполнения работ, а также прошедшие проверку знаний и практических навыков по безопасному ведению работ. Сведения о проведении инструктажа фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктирующего и инструктируемого. 6.1.4 Лица, допущенные к работам в скважинах, должны быть обеспечены спецодеждой, обувью и сертифицированными средствами индивидуальной защиты согласно «Типовым нормам бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной промышленности, занятым на работах с вредными и (или) Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.20.15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 35 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 45 Г т д т ы с с т опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением» по основной профессии, а также обеспечены дополнительно: - защитными очками; - предохранительными поясами; защитными касками; противогазами марки ППФ с коробками марки КД. 6.1.5 При внедрении технологий ГРП, имеющих отличительные особенности, работники, участвующие в процессе, должны пройти дополнительное обучение или инструктаж. 6.1.6 Операторы ГРП должны иметь положенные по нормам и правилам средства индивидуальной защиты, обеспечивающие безопасность работы при ГРП, а также с кислотами и обязательно пользоваться ими во время работы. 6.1.7 На месте работы должен быть необходимый запас пресной воды и реагентов для нейтрализации и промывки случайно попавшей на оборудование или на тело человека соляной кислоты. 6.1.8 Перед началом работ следует проверить наличие и исправность предохранительного клапана на напорном коллекторе, проверить исправность обратных клапанов и пробных кранов. 6.1.9 При прокладке линий высокого давления необходимо проверить исправность резиновых уплотнительных колец и не допускать провисания нагнетательных линий. 6.1.10 До начала работы по ГРП необходимо осмотреть устьевую арматуру, проверить исправность кранов, очистить риски указателя открытия и закрытия крана. Надписи на кранах «открыто», «закрыто» должны быть отчетливо видны. 6.1.11 После монтажа нагнетательных линий произвести опрессовку на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, персонал при этом должен быть удалён в безопасную зону. 6.1.12 Устранение негерметичности нагнетательной линии или устьевого оборудования производить после снижения давления до атмосферного. 6.1.13 Для проведения ГРП должен быть назначен руководитель работ, который несет всю ответственность за операцию. Все участники процесса ГРП должны быть обеспечены аппаратами оперативной радиосвязи. 6.2 Требования пожарной безопасности. 6.2.1 Работы на скважине должны документов: проводиться с учетом требований следующих Федерального закона от 22,07.2008 г. №123-Ф3 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»; - «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности» ППБО-85; НДМ 293-02-349-2011 «Сборника типовых инструкций по пожарной безопасности» и других нормативных документов по пожарной безопасности. 6.2.2 Вся спецтехника используемая при производстве работ, должна быть оснащена искрогасителями двигателей внутреннего сгорания, а также заслонками экстренного перекрытия доступа воздуха в двигатель (воздухозаборник). Спецтехника устанавливаться на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с наветренной стороны таким образом, чтобы кабины агрегатов не были обращены к устью. 6.2.3 Применяемое электрооборудование, контрольно-измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, находящиеся во взрывоопасной зоне, должны быть взрывозащищенного исполнения. Для предупреждения возникновения опасных искровых Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 36 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 36 TATNEFT разрядов с поверхности оборудования необходимо предусмотреть заземление оборудования и коммуникаций в соответствии с правилами защиты от статического электричества. 6.2.4 Не допускается замазучивание территории скважины. 6.2.5 ЗАПРЕЩАЕТСЯ курение, разведение и применение открытого огня на территории скважины. 6.2.6 Бригада должна быть обеспечена первичными средствами пожаротушения, иметь двухстороннюю связь с диспетчером цеха и утвержденный план ликвидации аварий (ПЛА). На видном месте должен быть вывешен список с номерами телефонов, необходимых для оповещения при аварийных ситуациях и пожаре. 6.2.7 При возникновении пожара следует прекратить все технологические операции на скважине, загерметизировать устье скважины, немедленно вызвать пожарную часть, оповестить ответственных должностных лиц и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися в бригаде средствами пожаротушения в соответствии с ПЛА. 6.3 Требования охраны окружающей среды. 6.3.1 Окружающая среда при кислотном гидроразрыве пласта может быть загрязнена технологическими жидкостями и химреагентами (кислота, нефть, дистиллят и т. д.), которые остаются после проведения процесса или разлиты во время процесса из-за нарушений и неисправностей оборудования. Кроме того, примыкающим к скважине землям может быть причинен ущерб тяжелой спецтехникой (агрегаты, автоцистерны) из-за отсутствия подъездных путей и при нарушении маршрутов движения и схем расстановки оборудования. Для предупреждения загрязнения окружающей среды при кислотном ГРП необходимо выполнить следующие мероприятия, 6.3.2 Остатки жидкостей гидроразрыва из емкостей, агрегатов и автоцистерн, а также все углеводороды (отработанные и промывочные) должны сливаться в специальную емкость, при необходимости, нейтрализоваться и вывозиться на полигон для утилизации. НГДУ предоставляет полигон для утилизации жидкостей гидроразрыва. 6.3.3 Нейтрализацию аварийно разлитой на землю кислоты произвести порошкообразным мелом с последующей уборкой территории. Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2Q15. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 37 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 37 ^ TATNEFT Приложение А (обязательное) ПОЛОЖЕНИЕ по контролю состояния труб для проведения ГРП АЛ Общие положения Положение вводится с целью исключения непроизводительного времени на перевозку и ревизию труб для проведения ГРП. В ПАО «Татнефть» допускается использование следующих типоразмеров НКТ при ГРП: а) НКТ с условным диаметром 60 мм, с толщиной стенки 5,0 мм, группы прочности «Е»; б) НКТ с условным диаметром 73 мм, с толщиной стенки 7,0 мм, группы прочности «Л»; в) НКТ с условным диаметром 89 мм, с толщиной стенки 6,5 мм, группы прочности «Е», «Р»; г) НКТ с условным диаметром 89 мм, с толщиной стенки 7,34 мм, группы прочности «Р-110», «N-80» и «L80». А.2 Ревизия труб А.2.1 Ревизия труб должна проводиться чем через восемь СПО на участке сервиса труб ООО «ТатнефтьАльметьевскРемСервис». А.2.2 Перед отправкой на скважину необходимо: А.2.2.1 Произвести полную очистку резьбы ниппеля и муфты от старой смазки и АСПО. Откалибровать ниппельную и муфтовую части резьбы с использованием гладких калибров (таблица А.1). А.2.2.2 Провести визуальный осмотр резьбы на наличие вмятин, вырывов, промывов. А.2.2.3 Смазать резьбы резьбоуплотнительной смазкой рекомендованой заводом-изготовителем труб. А.2.2.4 Оснастить ниппельно-резьбовые части защитными металлическими колпачками. А.2.2.5 Провести визуальный контроль соединения муфты с телом трубы, проверить совпадение торца муфты с концом сбега резьбы. Допускается недохождение резьбы не более 1 нитки резьбы (2,5 мм). При выявлении прослабления резьбового соединения муфты с телом, производится его докрепление при помощи ключей типа КОТ. А.2.2.6 Провести визуальный контроль тела трубы. При выявлении раковин, рисок, глубоких задиров от плашек спайдера и ГКШ провести измерение при помощи УШС (универсальный шаблон сварщика). При глубине дефектов более 2 мм и обнаружении трещин и отверстий трубы отбраковываются. А.2.2.7 Прошаблонировать внутреннюю поверхность труб с двух концов цилиндрической оправкой (шаблоном) длиной L=1250 мм соответствующего диаметра (таблица А.2). В местах задержки шаблона данную операцию повторить 2-3 раза. А.2.2.8 При выявлении отклонений от нормативов и наличии дефектов отделить трубы в категорию брак с последующим завозом их на ремонт в специализированную организацию. А.2.2.9 Результаты ревизии заносятся мастером участка сервиса труб ООО «ТатнефтьАльметьевскРемСервис» в паспорт на технологические НКТ для ГРП (приложение 1, карта проката). Таблица А . 1 - Критерии отбраковки НКТ для ГРП Критерий отбраковки Метод отбраковки 3 начен ие/Характеристика 1 2 3 Наличие видимых сквозных отверстий на теле трубы Визуально Не допускается Наличие смятия резьбы, забоины Визуально Не допускается Отсутствие просвета во внутренней полости трубы Визуально Не допускается Наличие отложений, посторонних предметов во внутренней поверхности Визуально Не допускается Непрохождение шаблона Шаблон соответствующего диаметра и длины Не допускается Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 38 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 3° TATNEFT Окончание таблицы А.1 1 2 3 Посадка гладкого калибра-кольца на ниппель трубы Калибр-кольцо Не более 5 мм (т'2 нитки резьбы) Посадка гладкого калибра-пробки в муфту трубы Калибр-пробка Не более 2,5 мм (= 1 нитка резьбы Наличие рисок и раковин глубиной УШС Не более 2 мм Кривизна тела НКТ При помощи лески и измерительной линейки, или УШС, или штангенциркуль с глубиномером Не более 5 мм на 10 м А.З Комплектация НКТ для ГРП А.3.1 Мастер участка сервиса труб ЦПО ООО «ТаграС-РемСервис» укомплектовывает комплекты НКТ для ГРП сопроводительной документацией и необходимым инструментом: паспорт (приложение 1) с приложением сертификата качества труб; подгоночные патрубки группы прочности и типоразмера соответствующих комплекту НКТ в количестве 5 шт. и длиной по 2 шт. - 1,0 м ;2 шт. - 2,0 м; 1 шт. - 2,5 м; шаблон длиной L=450 мм в количестве 1 шт. По требованию Заказчика предоставляется шаблон длиной L=1250 мм. Таблица А . 2 - Диаметры цилиндрических оправок (шаблонов) Диаметр шаблона, мм Наименование трубы НКТ-60х5,0 группы прочности «Е» 47,9 НКТ-73х7,0 группы прочности «Л» 56,6 НКТ-89х6,5 группы прочности «Е», «Р» 72,7 НКТ-88,9х7,34 группы прочности «Р -110», «N-80», «L-80» 71,02 А.4 Направление на ремонт в специализированные организации А.4.1 Отправке на ремонт с полной диагностикой в специализированную организацию подлежат трубы: а) отбракованные в ходе ревизии по критериям, указанным в разделе А.1 настоящего Положения. б) непрошедшие гидравлическое испытание внутренним давлением (опрессовка НКТ с использованием опрессовочного седла и конуса или шарика) в скважинных условиях (таблица 3). При выявлении негерметичной трубы, данная труба отбраковывается, производится повторная опрессовка комплекта. При выявлении повторной негерметичности, комплект полностью выводится из эксплуатации и направляется на диагностику и ремонт. Результаты опрессовки мастер по PC вносит в паспорт НКТ для ГРП (приложение 1, графа 3 карты проката). Ответственность за своевременное проведение опрессовок НКТ для ГРП несёт участок ГРП ЦТР ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис». А.4.2 Ответственность за направление на ремонт по предельной наработке несёт мастер участка сервиса труб ЦПО ООО «Татнефть-АльметьевскРемСервис». Журнал наработки в паспорте НКТ для ГРП заполняется мастером по PC аналогично наработке в паспорте на технологические трубы (таблица А.З). При проведении ревизии на участке сервиса труб, мастер участка сервиса труб проводит контроль заполнения паспорта, при необходимости вносит коррективы. Таблица А . З - Периодичность проведения опрессовок и ремонта комплектов НКТ для ГРП Опрессовка* Предельная наработка, количество процессов Периодичность, количество процессов Давление, МПа 1-й ремонт 2-й ремонт Полная отбраковка 1 2 3 4 5 6 НКТ-60х5,0 группы прочности «Е» 20 50,0 40 70 90 Типоразмер трубы Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 39 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 ЗУ ^ TATNEFT Окончание таблицы А.З 1 2 3 4 5 6 НКТ-73х7,0 группы прочности «Л» 20 65,0 40 80 100 НКТ-89х6,5 группы прочности «Е» 20 65,0 40 60 80 НКТ-89х6,5 группы прочности «Р» 20 65,0 40 60 80 НКТ-88,9x7,34 группы прочности «Р-110», «N-80», «L-80» 20 65,0 80 100 120 * опрессовка производится перед проведением ГРП силами участка ГРП ЦТР ООО «ТатнефтьЛениногорскРемСервис» А.5 Ревизия труб в бригаде по ремонту скважин А.5.1 Ревизия и отбраковка труб в бригадах КРС производится по следующим критериям: а) непрохождение шаблона соответствующего диаметра длиной L=450 мм по всей длине внутренней поверхности трубы. Трубы отбраковать, отметить и отложить в сторону; б) превышение показателей посадки гладких калибров при проверке резьбы труб (таблица А.1 настоящего Положения); в) наличие на теле труб трещин, вмятин, раковин, глубоких задиров от плашек спайдера и гидроприводных ключей глубиной более 2 мм. А.5.2 Отбракованные трубы помечаются и откладываются отдельно для вывоза на участок сервиса труб ЦПО ООО «Татнефть-АльметьевскРемСервис». А.5.3 Результаты отбраковки труб мастер по PC вносит в паспорт-журнал на трубы для ГРП (приложение 1, карта наработки). Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 40 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 40 ^ TATNEFT Приложение Б (рекомендуемое) ФОРМА АКТА УЧЕТА РАСХОДА ХИМ РЕАГЕНТОВ Расход химреагентов Наименование химреагента Номер партии Единицы измерения Источник* Единицы измерения Завезено на скважину Использовано Остаток Завезено на скважину Использовано Остаток Завезено на скважину Использовано Остаток Расход воды Наименование Вода горячая (пресная) Вода холодная (пресная) Вода техническая Расход пропанта Наименование пропанта. Фракционный состав Номер партии Единицы измерения * в графе указать место забора воды (УКПН, водоналивные пункты НГДУ и т.п.) Представитель заказчика: Представитель подрядчика: И.О. Фамилия /__________________ / (подпись) И.О. Фамилия /__________________ / (подпись) Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 41 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 41 TATNEFT Приложение 1 ПАСПОРТ-ЖУРНАЛ на технологический комплект № инв. № 20__ Техническая характеристика НКТ (комплекта) № Завод-изготовитель НКТ____________________ Завод-изготовитель замков__________________ Наименование 1. Длина комплекта Ед. изм. м 2. Количество труб в комплекте шт. 3. Условный наружный диаметр мм 4. Толщина стенки мм 5. Условный внутренний диаметр мм 6. Группа прочности Значение * - 7. Тип резьбы в рабочем соединении 8. Наружный диаметр замка (для труб с замками) мм 9. Условный внутренний диаметр замка мм 10. Группа прочности замка 11. Длина замка в сборе мм 12. Тип замковой (рабочей) резьбы - 13. Маркировка труб комплекта (ударным методом) (да - нет) - 14. Рекомендуемый момент свинчивания рабочего соединения Н-м * заполняется на участке сервиса труб и предоставляется в комплекте со сведениями о ревизии и ремонте комплекта № Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Ирлолнитель: Салимов О.В. Страница 42 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 42 TATNEFT Карта проката технологических НКТ (комплекта) №______ Основные технические параметры (длина подвески, диаметр труб) НКТ для ГРП группы прочности________ Материально-ответственное лицо Дата ревизии 1 Ф.И.О. должность лица, производившего ревизию, ремонт Результаты ревизии 2 3 Дата спользования комплекта 4 Отбраковано труб Бригада № _______ , по калибру по шаблону № мастер (Ф.И.О). СКВ. 5 6 Заменено отбракованных Дата 7 шт. Дата шт. м шт. м 8 9 10 11 12 м Брак Заме­ нено Брак Заме­ нено 13 14 15 16 Кол-во СПО, ч Время СПО, ч Ф.И.О. мастера КРС, подпись 17 18 19 Примечание Графы 1-17 заполняются мастером участка по сервису труб при проведении ревизии на участке сервиса труб. Графы 18, 19 - мастером по PC после проведения каждого СПО НКТ для ГРП на скважине. В графе 3 указать о результатах ревизии на участке сервиса труб (указывает мастер ЦПО) и результаты опрессовки и ревизии на скваж ине (указывает мастер по PC). При выявлении бракованных труб по графам 7-11 мастер по ремонту скважин из бригады по телефону сообщ ает трубному мастеру результат отбраковки - для внесения данных в карту проката, находящегося у трубного мастера на участке сервиса труб и для принятия реш ения о замене отбракованных. При замене отбракованных труб в графах в графах 13, 15 указы ваю тся трубы которые заменили, в графах 14, 16 которые завезли в бригаду на замену. Документ создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 43 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 . .. ^ TATNEFT Сведения о проведении ремонта технологических НКТ (комплекта) № Дата вывода из эксплуа тации 1 Дата провед ения ремонт а 2 Отрабо тано скв/ опер 3 Наличие дефектов Ревизия Кол-во циклов свинчива нияразвенчи вания (СПО) Провер ено, шт. Отбрако вано, шт. Провер ено, шт. Отбрако вано, шт. Провер ено, Ш Т. Отбрако вано, шт. 4 5 6 7 8 9 10 Визуальный осмотр Опрессовка Ш аблониро вание П ровер ено, шт. 11 Отбрако вано, шт. 12 Примечание 1. Графы 1-4 заполняются мастером участка сервиса труб Ц ПО ООО «Татнефть-АлъметьевскРемСервис». 2. Графы 5-16 заполняются по результатам ремонта в Подрядных организациях (ООО «НКТ-Сервис»), Мастер Документ создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 44 из 45. Страница создана: 22.10.2015 09:33 . . 44 7 t a t n f f t Ремонт Ремо нт труб ной резь бы, шт. Ремо нт замко вой резьб ы, шт. Всего провер ено, шт. 13 14 15 Отбрако вано, шт./м. 16 Замен ено, шт./м. 17 Готово к эксплуат ации Да та шт./ м 18 19 Лист согласования к документу № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015 Инициатор согласования: Салимов О.В. Заведующий лабораторией Согласование инициировано: 13.10.2015 10:53 Тип согласования: Л и с т согласования № Ф И О , должность Тип согласования: Передано на визу Срок согласования смешанное Результат согласования Замечания последовательное 1 Салимов О.В., Заведующий лабораторией 22 10 2015 -0 9 :3 4 Согласовано 22 10 2015 09:34:20 2 Тарифов К.М.. Начальник отдела 22 10 2О15 - 0 9 :3 4 Согласовано 22.10.2015 09:50:52 - 3 Рахматуллина И.З., Инженер 2 категории 22.10.2015 - О950 Согласовано 22 10 2015 10:09:20 - 4 Сахабутдинов Р.З. / Салеева И.В.. Старший инспектор по контролю 22 10 2015 - 10:09 Перенаправлено 22 10 2О15 13:20:40 4.1 Сахабутдинов Р.З. / Салеева И.В., Старший инспектор по контролю 22 10 2015 - 13:33 Согласовано 22 1О 2015 13:56:50 (Салеева И В ) - 5 Исмагилов Ф .З., Начальник управления по ремонту скважин и ПНП ПАО "Т атне ф ть’’ 22 10 2015 - 13:56 Перенаправлено 22 1О2015 14:19:09 - 5.1 Исмагилов Ф.З., Начальник управления по ремонту скважин и ПНП ПАО "Татнеф ть" 22.10.2015 - 19:56 Согласовано 23.10 2015 08:05:49 - 6 Евдокимов A.M.. Начальник управления МУН пластов ПАО "Т атне ф ть" 22 10 2015 - 13:56 Перенаправлено 22.10.2015 14:02:50 - 6.1 Евдокимов А.М ., Начальник управления МУН пластов ПАО "Т атне ф ть" 23 10 2О15 - 08 03 Согласовано 23 10 2 0 1 508:52:15 - 7 Миназов P.P.. Заместитель начальника управления промышленной безопасности и охраны труда ПАО " Т атнеф ть" 22.10.2015 - 13:56 Перенаправлено 22.10.2015 14:18:41 - Тип согласования: параллельное Миназов P.P., Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 45 из 45. Страница создана: 27.10.2015 13:41 Г T A .T N E F T зам еститель начальника управления промышленной Безопасности и охраны труда ПАО "Т атне ф ть" 22 10 2015 - 15:12 Согласовано 22 10 2015 15:24:23 8 Гуськов И.В. Начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга ПАО "Т атнеф ть" 22 10 2015 -1 3 :5 6 Перенаправлено 22 10 2015 16:39:07 8.1 Гуськов И.В. Начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга ПАО "Т атне ф ть" 23 10 2015 - 12:18 Перенаправлено 23 10 2015 12:36:33 82 Гуськов И.В. Начальник управления технологического сопровождения и супервайзинга ПАО "Т атнеф ть" 23 10 2015 - 16:16 Согласовано 23 10 2015 16:47:41 9 Закиров А Ф , Д иректор УК 23 10 2015 ООО "ТаграС-РемСервис" - 16:47 Перенаправлено 23 10 2015 17:06:41 - 9 1 Закиров А.Ф. /Салямова Ф .Г.. Инженер 2 категории АХ О 26 10 2015 - 12:11 Согласовано 27 10 2015 08 33 33 (Салямова Ф.Г..) - 10 ЗаББаров Р.Г., Директор Инженерного центразаместитель главного инженера ПАО "Татнеф ть" 23 10 2015 - 16:47 Перенаправлено 23 10 2015 17:45:0В - ЗаББаров Р.Г., Д иректор Инженерного центра10.1 заместитель главного инженера ПАО "Т атне ф ть" 24.10 2015 -1 1 :4 5 Согласовано .24.10.2015 12:52:20 - ИБрагимов Н.Г..„ Первый заместитель генерального директора по производству Главный инженер ПАО "Т атне ф ть" 27 10 2015 - 08:33 Согласовано 27.10.2015 11:17:53 Сахабутдинов Р.З., Директор И нститута ТатН И П И неф ть 27 10 2015 - 11:18 Подписано 27 10 2015 13:36:29 7.1 Тип согласования: Тип согласования: 11 12 - параллельное последовательное Д окумент создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 45 из 45. Страница создана: 27.10.2015 13:41 ' - т TATNEFT Документ создан в электронной форме. № 3126-ИсхИАНч(750) от 27.10.2015. Исполнитель: Салимов О.В. Страница 45 из 45. Страница создана: 27.10.2015 13:41 т TATNEFT
