P-5400_Tekh - Газпром бурение

Предмет запроса котировок: Право заключения Договора на выполнение работ при испытании и исследовании поисковой скважины № 5400
Падинской площади
Получатель услуг (место оказания услуг): Филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение», г. Новый Уренгой, ул. Промышленная 11.
Срок оказания услуг: сентябрь 2013 - август 2014 года, в соответствии с Графиком производства работ по испытанию и исследованию
скважины № 5400 Падинской площади
Техническое задание на испытание (освоение) и исследованию 8-ми объектов
в поисково-оценочной скважине № 5400
Падинской площади.
Район строительства скважин:
Назначение скважины:
Вид скважин:
Проектный горизонт:
Проектная глубина:
Тюменская область,
Ямало-Ненецкий автономный округ,
Надымский район, нефтерайон - 26В.
поиск залежей УВ.
поисково-оценочная, вертикальные.
юрские отложения (тюменская свита).
4300м.
Характеристика условий и состава работ
1. Исполнитель работ (претендент) обязан с применением собственного оборудования и хим. реагентов и материалов выполнить «под ключ»
полный комплекс работ по испытанию и исследованию 8 объектов разведочной скважины № 5400 Падинской площади. с буровой установки Уралмаш3Д , в соответствии с планом работ на испытание объектов, заявкой и требованиями заказчика, проектной документацией, с предоставлением отчетной
документации в соответствии с требованиями заказчика. включая:
- промысловые исследовательские работы при испытании нефтяных, газоконденсатных и гидрогеологических объектов (определение давления и
температуры по стволу скважины, замер дебитов углеводородной жидкости и газа сепарации на режиме освоения, промысловые исследования методом
установившихся отборов на режимах прямого и обратного хода, регистрация КВУ (КВД), газодинамические и газоконденсатные исследования, отбор
устьевых и глубинных проб);
- лабораторные исследования (определение состава, физико-химические и термодинамические исследования пластовых жидкостей,
хромотографический анализ);
- консервационные или ликвидационные работы, в том числе артезианской скважины.
- предоставление отчетной документации в соответствии с требованиями заказчика.
1
-. Наличие источников электрической и тепловой энергии, емкостей ГСМ и горюче-смазочных материалов.
-. Обеспечение ГСМ собственными силами на время бездорожья
- Доставка ГСМ до объекта собственными силами
- Заказчик предоставляет фонтанную арматуру и насосно-компрессорные трубы
- Скважина бездорожная в летний период, в зимний период требуется произвести завоз оборудования
2. Программа работ корректируется по каждому объекту индивидуально, в зависимости от характера насыщения объекта и в соответствии с
получаемой геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине.
3. Подробную информацию о условиях проведения работ (проектная документация) исполнитель может получить в филиале «Уренгой бурение»
ООО «Газпром бурение».
Контактные телефоны: 8 (3494) 92-22-63, 89124220096 – Никонов Павел Владимирович – зам. начальника ГО ф «Уренгой бурение».
Сумма договора: Сумма договора включает все расходы на уплату пошлин, налогов, сборов, командировочных расходов, расходов на
проживание и других обязательных платежей. В стоимость договора должны быть включены стоимость всех услуг (работ), а также затрат по
мобилизации/демобилизации и монтажу/демонтажу и подготовке оборудования.
Условия оплаты: Расчеты за оказание услуги производятся путем перечисления Заказчиком денежных средств на расчетный счет Исполнителя
не позднее 60 дней после подписания акта приемки оказанных услуг Сторонами по данной скважине. Оплата производится по счету-фактуре и акта
оказанных услуг формы КС-2, КС-3.
Требования к Участникам:
1. Наличие у исполнителя оборудования для производства работ .
2. Исполнитель должен иметь в наличии все сертификаты, разрешения, лицензии и другие разрешительные документы по данный вид
деятельности.
3. Наличие необходимой разрешительной документации на эксплуатацию применяемого оборудования.
4. Претендент должен иметь опыт выполнения аналогичных работ.
5. Обязательно наличие собственного или арендованного автотранспорта для оперативной работы по доставке необходимого оборудования
материалов, технической и питьевой воды, персонала, отобранных проб, документации.
6. Исполнителем по окончании испытания должен быть составлен геологический отчет об испытании скважины и представлен Заказчику.
2
7. Претендент должен являться платежеспособным, не находится в процессе ликвидации, не иметь задолженности перед федеральным
бюджетом.
8. На имущество претендента не должен быть наложен арест, его хозяйственная деятельность не должна быть приостановлена.
9. В процессе испытания скважины исполнитель несет ответственность за обеспечение промышленной, пожарной и экологической безопасности.
Количество объектов для испытания (исследования) может быть изменено (уменьшено, увеличено) Заказчиком в соответствии с получаемой
геолого-технической информацией в процессе проведения работ на скважине или по требованию организации-недропользователя.
Сроки проведения работ могут быть скорректированы Заказчиком.
Примечания.
1. Обязательно выполнение исследовательских работ при испытании объектов (нефтегазоконденсатные исследования, ГДИ, ГКИ, регистрация
КВУ, КВД, определение дебитов, отбор устьевых и глубинных проб, лабораторные исследования, предоставление отчетной документации).
2. Работы по интенсификации (гидроразрыв пласта, глино кислотные обработки, соляно кислотные обработки) при принятии Недропользователем
решения по их проведению , обязательны к выполнению Подрядчиком..
3. Скважина бездорожная, требуется завоз оборудования в зимний период
I. Конструкция скважины:
Наименование обсадных колонн
Кондуктор
Первая промежуточная
Вторая промежуточная
Третья промежуточная
эксплуатационная
Конструкция скважины
Диаметр, мм/глубина спуска, м
Высота подъема цементного раствора, м
426/500
до устья
324/1500
до устья
245/3700
до устья
194/3200-4010
3200-4010
140/0-4300
до устья
3
II. Характеристики испытываемых пластов:
Индекс
пласта
БН91
Интервал
залегания
от
до
(верх)
(низ)
3245
3260
БН10
3285
3300
БН11
3390
3405
БН12
3460
3475
БН130
3625
3640
АчБН13
3755
3790
АЧБН14
3875
3935
Ю2-3
4100
4270
Тип
коллектра
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Терригеннопоровый
Содержание г/к
в газе
г/м3
Пластовая
температура
0
С
1,02
158
78
32,85
1,02
158
80
0,68
34,23
1,03
158
83
1,5-150
0,68
40,71
1,2
158
86
вода
-
-
42,65
1,2
-
88
г/к
0,01-50
0,6
55,22
1,85-1,9
235
92
г/к
0,01-50
0,6
56,99
1,85-1,9
235
110
г/к
0,01-25
0,6
76,37
1,85-1,9
257
116
Тип
флюида
Проницаемость,
мДа
Коэфф, г/к
насыщенности
Пластовое
Коэффициент
давление,
аномальности
МПа
г/к
2,5-200
0,68
32,45
г/к
1,5-150
0,68
г/к
1,5-150
г/к,
нефть
4
III.Технология испытания скважины:
1.Подготовительные и монтажные работы:
№
Наименование работ
п/п
1
2
Монтаж ОП 4-230/80 х 70 ХЛ (ОП4-180/80х70 ХЛ) перед
1
перфорацией
2
Выкидная линия для освоения (факельная)
3
Опорные стойки под линию освоения
4
Нагнетательная линия
5
Опорные стойки под нагнетательную линию
6
Сепаратор ГС 1-64-600-09-Г2С
7
Замерная емкость (V=25м3)
8
Емкость для сбора газоконденсата, нефти (V=50м3)
9
Продувочная линия до сепаратора и после
10 Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
11 Опорные стойки под выкидные линии
12 Монтаж сепаратора
13 Монтаж емкостей под технологические растворы (V до 50м3)
14 Обвязка емкостей
15 Система обогрева емкостей
Единицы измерения
количество
ССНиР-49
3
4
5
комплект
Шт.
31,5/450
10 п.м.
Шт.
10 п.м.
Шт.
комплект
Шт.
Шт.
10м
10м
Шт.
Шт.
Шт.
шт
система
20
40
7
14
1
1
2
10
3,0
20
1
2
2
2
31,5/452
31,7/453
31,6/452
31,7/453
34,34/496
32,5/457
32,5/457
31,6/452
31,6/452
31,7/453
34,34/496 к-0,7
32,5/457
33,5/463
33,6/464
5
2. Оборудование для испытания:
Интервал
испытания, м
Тип
установки
От (верх) До (низ)
Забойное
оборудование
Устьевое оборудование
Тип фонтанной
арматуры
4220
4270
Уралмаш-3Д
АФ6-80/65х70 К1 ХЛ
4100
3755
3460
3390
3285
3245
4130
3765
3470
3400
3295
3255
-//-//-//-//-//-//-
-//-//-//-//-//-//-
Тип прострелочной
задвижки или
превентора
ОП4-230/80х70 ХЛ
(ОП4-180/80х70 ХЛ)
-//-//-//-//-//-//-
Интервал
(глубина
установки), м
тип
Нет
-//-//-//-//-//-//-
Оборудование при
газогидродинамических исследованиях
ДИКТ,глубинные манометры, термометры, глубинные
пробоотборники,
сепаратор, каротажный комплекс;
емкости для замера (V=25м3) -1шт.;
для сбора г/к, нефти (V=50м3) -2шт.,
образцовые манометры, лубрикатор.
3.Компоновка лифтовой колонны (насосно-компрессорных труб):
Интервал
установки
НКТ, м
Длина
интервала,
м
Тип труб, диаметр,
группа прочности,
толщина стенки,
мм
1
2
3
Нагрузки, при которых
напряжение в
трубах достигает
предела
текучести,
кН
4
4270-0
4270
НКМ 73 х 5,5 М
716
Вес, кН
Коэффициент запаса прочности
на избыточное
давление
Нарастающий с
коэффициентом
1.036
на растяжение
6
7
8
9
10
404,8
419,4
1,70
>1,15
>1,32
1
погонный
метр
секции
5
0,0948
наружное внутреннее
6
Примечание:
1. Низ колонны насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой типа В-60-50/90 или В-89-70/100 через соответствующий переводник.
2. Типоразмер и группа прочности насосно-компрессорных труб приняты, исходя из обеспечения необходимого давления на устье в НКТ при
проведении гидроразрыва.
3. Насосно-компрессорные трубы в хладостойком исполнении по ТУ 14-3Р-31-2005 производства ОАО «Газпромтрубинвест». Допускается
применение труб в хладостойком исполнении с резьбой ТМК FMT по ТУ 14-161-195-2001 Синарского трубного завода.
4.Вскрытие объектов при испытании (освоении):
Интервал
испытания, м
от
до
Номер
объекта
испытания
1
2
3
Длина
вскрываемого
интервала,
м
4
4200
4270
1
50
4100
3875
3755
3460
3390
3285
3245
4130
3895
3765
3470
3400
3295
3255
2
3
4
5
6
7
8
30
20
10
10
10
10
10
Интервал
установки
фильтра,
м
5
Не
устанавливается
-//-//-//-//-//-//-//-
6
Интервал
перфорации
за один спуск,
м
7
3506 Power Jet Omega
50
20
-//-//-//-//-//-//-//-
30
10
10
10
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
Тип перфоратора
Плотность
перфорации
отв/м
Перфорационная
среда при вскрытии
пласта
8
9
Раствор NaCl, «СГС18», газоконденсат
Примечания:
1. Интервалы испытания уточняются по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК.
2. Допускается применение перфораторов типа ПНКТ-73, ЗПКТ-89Н, ЗПКО-102 DN-01, EXP-4359-324T (Titan), Dynawell-89, Power Jet и др.
На применение перфораторов импортного производства необходимо иметь разрешение Ростехнадзора.
3. Перфорационная среда (раствор NaCL, «СГС-18», газоконденсат) уточняется геологической службой Заказчика.
4. Допускается применение технологической жидкости «СГС-18» в процессе всего этапа испытания.
7
5.Методы испытания (освоения) объектов:
Интервал испытания, м
От (верх)
До (низ)
Вызов притока
метод
Депрессия на
пласт*, МПа
Тип флюида
Газодинамические исследования
Ожидаемый
Проницаемость,
дебит,
мДа
тыс. м3/сут
6
7
до 50
0,01-25
-//0,01-25
-//0,01-25
-//0,01-50
-//0,01-50
-//1,5-150
-//1,5-150
-//1,5-150
-//2,5-200
Количество
режимов
исследований
8
7
-//-//-//-//-//-//-//-//-
1
2
3
4
5
4220
4270
до 30% от Рпл
г/к
4100
4130
-//-//3875
3895
-//-//Перевод
3755
3765
-//-//скважины на
газоконденсат,
3625
3635
-//-//плавное
снижение
3460
3470
-//-//противодавления
3390
3400
-//-//3285
3295
-//-//3245
3255
-//-//Примечания:
1. Интервалы испытания и количество режимов уточняются по данным ГИС, отбора керна, испытания скважины пластоиспытателем в
открытом стволе и согласовываются с Заказчиком.
2. Вызов притока производится в соответствии с требованиями п.п. 2.9.7, 2.9.8 «Правил безопасности в нефтяной и газовой
промышленности»
3. Перед вызовом притока производится очистка призабойной зоны методом обратных промывок, методом МПД с технологическими
выстойками.
4. Для объектов БН без АВПД допускается проведение работ по снижению уровня с применением азотной установки типа СДА 20/252,
ПКСА 9/200.
8
6.Работы по интенсификации притока из пласта:
Интервал испытания, м
От (верх)
До (низ)
1
2
3875
3895
3755
3765
3390
3400
Количество операций по каждому
объекту
4
1
1
1
Наименование работ (операций)
3
Гидроразрыв пласта (ГРП)
Примечания:
1. Для составления сметных расчетов предусмотрено проведение ГРП на типовых объектах. Конкретные интервалы уточняются
геологической службой Заказчика по фактическим данным и по данным ГИС.
2. Методы интенсификации (СКО, ГПП, ГРП) уточняются геологической службой заказчика с учетом фактических данных по ГИС, отбору
керна и по результатам гидродинамических исследований.
3. В случае проведения работ сторонними организациями, затраты определяются по отдельному договору.
7.Изоляция интервалов при испытании (освоении) скважины:
Номер
объекта
испытания
1
1
2
3
4
5
Интервал
установки
моста,
м
от
до
(верх) (низ)
2
4200
4080
3855
3735
3440
3
4290
4150
3915
3785
3490
Объем
цементного
раствора на
установку
цементного
моста,
м3
4
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
Тип и
название
тампонажного
материала
5
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
Расход
на 1м3
цементного
раствора, т
Суммарное количество на все операции, т
В/Т
тампонажного
материала
натрасола
250 EXR
пента466
СП1
6
1,371
1,371
1,371
1,371
1,371
7
0,0069
0,0069
0,0069
0,0069
0,0069
8
0,00068
0,00068
0,00068
0,00068
0,00068
9
-
10
0,43
0,43
0,43
0,43
0,43
тампонажного
материала
натрасола
250 EXR
пента466
СП1
НТФ
воды
11
2,74
2,74
2,74
2,74
2,74
12
0,014
0,014
0,014
0,014
0,014
13
0,0014
0,0014
0,0014
0,0014
0,0014
14
-
15
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
16
1,18
1,18
1,18
1,18
1,18
9
6
7
8
3370
3265
3225
3420
3315
3265
2,0
2,0
2,0
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
ЦТТС-Ут-0-150
1,371
1,371
1,371
0,0069 0,00068
0,43
0,0069 0,00068
0,43
0,0069 0,00068
0,43
Итого: ЦТТС- Ут- 0 - 150
2,74
2,74
2,74
21,92
0,014
0,014
0,014
0,112
0,0014
0,0014
0,0014
0,0112
-
0,001
0,001
0,001
0,008
1,18
1,18
1,18
9,44
Примечания:
1. Технология установки цементных мостов приводится в «Регламенте по установке цементных мостов на месторождениях Севера
Тюменской области» 2002г.
2. Объем цементного раствора принят с учетом запаса на подрезку «головы» цементного моста.
3. При ликвидации скважины заираты на установку цементного моста не учитывать.
4. Допускается установка взрыв-пакера ВПШ или пакера ПРГМ – 52 – 500 производства «Югсон Сервис».
8.Потребное количество материалов для испытания пластов и интенсификации притока:
Шифр или название
Нормативные документы на
изготовление
1
2
Бентонитовый глинопорошок
КМОПЦ
АЛС (Окзил – СМ)
КСД
Барит
Бентонитовый глинопорошок
КМОПЦ
АЛС (Окзил – СМ)
КСД
Барит
Водный раствор NaCl ρ =
Объем на
объект, м3
Норма
расхода,
кг/м3
Потребное количество, тонн
Суммарное на
На первый
Суммарное на
последующие
объект
скважину
объекты
5
6
7
3
4
Расход реагентов с учетом потерь:
ТУ 39-0147001-105-93
48,0
1,5т/100м3
3
ТУ 2231-005-50277563-2008
48,0
0,15т/100м
ТУ 2454-003-04698227-2003
48,0
0,8т/100м3
3
ТУ 2458-013-35944370-2008
48,0
1,5т/100м
ГОСТ 4682-84
48,0
расчет
Запас реагентов:
ТУ 39-0147001-105-93
96,0
1,5т/100м3
1,44
3
ТУ 2231-005-50277563-2008
96,0
0,15т/100м
0,144
3
ТУ 2454-003-04698227-2003
96,0
0,8т/100м
0,768
ТУ 2458-013-35944370-2008
96,0
1,5т/100м3
1,44
ГОСТ 4682-84
96,0
расчет
127,58
При перфорации с учетом объема для создания циркуляции:
51,0
270
13,77
0,72
0,072
0,384
0,12
63,79
0,72
0,072
0,384
0,72
63,79
-
1,44
0,144
0,768
1,44
127,58
-
10
1170 кг/м3 (первый объект)
Раствор NaCl на
последующие объекты с
учетом потерь
10,2х7
270
-
19,28
33,05
39,47
-
-
-
55,26
94,73
38,2
-
38,2
300-600л/м3
-
33,90
33,90
350-650л/м3
-
39,50
39,50
30 л/м3
20л/м3
-
3,39
2,26
3,39
2,26
600кг/м3
-
20,40
20,40
При вызове притока:
Газоконденсат (ρ = 774 кг/м )
на первый объект
Последующие объекты
3
метанол
Жидкость гидроразрыва на
объект
а) диз/топливо (ρ=800кг/м3)
б) водный раствор NaCl
(ρ=1170 кг/м3)
в) эмультал (ПАВ)
г) ГКЖ
Расклинивающий материал проппант
51,0
774
10,2х7
774
Для предотвращения гидратообразований:
48,0
796
При проведении ГРП:
113,0
34,0
При проведении работ с использованием «СГС-18»:
Расход солевой композиции
для раствора плотностью
ТУ 2458-002-8442077-2008
48,0
1600
76,80
2000 кг/м3
Запас реагентов для 2000кг/м3
96,0
1600
153,60
При перфорации для
51,0
280
14,28
1170кг/м3 на первый объект
На последующие объекты для
10,2х7
280
20,00
1170 кг/м3
Примечания:
1. объем раствора, материалов и химреагентов на приготовление раствора приняты с учетом запаса в количестве 2-х объемов
согласно ПБ 08-624-03
76,80
153,60
34,28
скважины,
11
9.Работа специальной техники:
Интервал
объекта, м
От
(верх)
До
(низ)
Наименование работ
Наименование
или шифр
агрегата
Количество, штук
На
первый
объект
На
последующие
объекты
Количество
Единица
измерения
На первый
объект
На
последующие
объекты
3
2
1
2
1
1
1
3х7
2х7
1х7
2х7
1х7
1х7
1х7
Шифр и номер
позиции
норматива
1.Работа агрегатов:
1-8 объекты
А)при опрессовке
-ПВО перед перфорацией
-выкидных линий ПВО
-ФА перед вызовом притока
-факельной линии
-сепаратора
-лубрикатора
-цементных мостов
Б)при проведении испытания:
АН-700
1
1х7
Агр/опер
АН-700
ЦА-320
Трактор Т-130
АН-700
АН-700
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1х7
1х7
1х7
1х7
1х7
1х4
2х3
1х3
1х3
1х7
1х7
час
час
час
час
час
агр/опер
час
час
час
час
час
час
482,4
482,4
474,0
4,0
4,0
1
948,0
252,0
3050,4
3050,4
2913,6
4,0х7
4,0х7
1х7
28,8х4
676,8/86,4
338,4/86,4
338,4
4927,2
1764,0
АН-700
ЦА-320
Уралмаш-3Д
АН-700
1
1
2
1х3
1
2
час
час
час
км
240,5
338,4/842,4
-/228,0
5827,2
-
БульдозерТ130Б
СМН-20
Осреднитель
СДА-20/251
в) при интенсификации
3 объекта
притока – ГРП/работы после
интенсификации
3 объекта
2.Дежурство агрегатов:
-при проведении испытания
При ГРП/работы после
интенсификации
1-8 объект
1-8 объект
Эксплуатация БУ
Пробег агрегатов для
1-8 объекты
АН-700
ЦА-320
Смеситель АПС-3
2757
2751
2750
4433
4434
2752
2748
2801
Расчет стоимости
Расчет стоимости
Расчет стоимости
2751
2751
2751
2750
2806
12
испытания скважин
Пробег агрегатов ГРП
3 объекта
ЦА-320
СМН-20
Осреднитель
СДА-20/251
АН-700
СКЦ-2М
(скупц)
Смеситель
АПС-3
Песковоз 4 ПА
1
1
1
-
1
1
1х7
1х4
1
км
км
км
км
км
240,5
240,5
240,5
240,5
-
240,5х7
240,5х7
240,5х4
240,5х3
-
1
км
-
240,5х3
Расчет стоимости
-
1
1
км
км
-
240,5х3
240,5х3
Расчет стоимости
Расчет стоимости
10.Продолжительность испытания на продуктивность в обсаженном стволе:
Источник
Наименование работ
нормы
1 объект
1 объект
3 объект
1
2
3
4
5
Уралмаш –
Уралмаш –
Уралмаш –
Установка для испытания
3Д
Интервал залегания объекта
Индекс пласта
Характер насыщения пласта
Проницаемость пласта, мДа
-подготовительные работы
-шаблонирование колонны
-испытание по комплексной
норме (без перфорации)
-перфорация на НКТ
-проведение МПД
-технологические выстойки
-дополнительное снижение уровня
итого
всего
-гидроразрыв пласта (ГРП)
табл.22
табл.22
табл15,
22
табл.22
табл.24
регламен.
табл. 25
табл.24
3Д
3Д
3875-3895
2806
2806
2806
2806
Расчет стоимости
Объекты
4 объект
5 объект
6
7
6 объект
8
7 объект
9
8 объект
10
Уралмаш –
3Д
Уралмаш –
3Д*
Уралмаш –
3Д*
Уралмаш – 3Д*
Уралмаш –
3Д
4220-4270
4100-4130
3755-3765
3460-3470
3390-3400
3285-3295
3245-3255
Ю3
г/к
менее 0,1
Ю2
АчБН14
БН13
г/к
г/к
г/к
менее 0,1
менее 0,1
менее 0,1
Время на испытание [79]
БН12
г/к
менее 0,1
БН11
г/к
менее 0,1
БН10
г/к
менее 0,1
БН91
г/к
менее 0,1
0
2,5
1,2
1,2
1,1
1,1
0,9
0,9
0,9
0,9
27,0
27,0
26,0
26,0
25,1
25,1
25,1
25,1
2,4
2,8
2,0
1,2
34,4
2,4
2,8
2,0
1,2
34,4
-
-
3,2
3,2
2,8
2,8
2,4
2,4
3,6
3,6
3,2
3,2
2,8
2,8
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
1,2
1,2
39,5
37,0
35,1
35,1
34,4
34,4
1-й – 39,5
Последующие объекты – 244,8
Время на интенсификацию притока
4,7
4,7
4,3
13
-работы после интенсификации
притока
Итого
табл.23
-
-
11,4
11,4
-
11,0
-
-
-
-
16,1
16,1
-
15,3
-
-
Технология работ в эксплуатационной колонне по испытанию скважины, вскрывшей ачимовские и юрские отложения, производится в
соответствии с РД 51-00158758-206-99 «Регламент по испытанию (освоению) скважин на ачимовские отложения», РД00158758-216-2001
«Технологический регламент по испытанию (освоению) скважин на юрские отложения севера Тюменской области» и «Технологическим регламентом
на испытание скважин в колонне» утвержденным в 2011 г. членом Правления ОАО “Газпром“ В.В. Черепановым. Газогидродинамические и
газоконденсатные исследования проводятся в соответствии с СТП-39-2.1-002-2001 «Стандарт предприятия Ф «Тюменбургаз». Исследование газовых,
газоконденсатных (с АВПД) и нефтяных скважин».
Перед началом работ по освоению производится спуск шаблона, скребка до искусственного забоя. Спуск производить с промывками через 500 м
в течение одного цикла, на забое промывку производить в течение 4 - 5-ти циклов. Произвести замену бурового раствора в стволе скважины на
техническую воду, промыть скважину в течение двух циклов с противодавлением. При необходимости замену бурового раствора производить
ступенчато: в начале закачать облегченный глинистый раствор плотностью 1400 кг/м3, далее облегченный глинистый раствор плотностью 1200 кг/м3,
затем – разделительный буфер (раствор технической воды с КМЦ) в объеме равном объему спущенных в скважину труб; с промывкой на каждой
ступени в течение двух циклов. Опрессовать эксплуатационную колонну совместно с ПВО на давление, превышающее не менее чем на 10 % возможное
давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов. Произвести замену технической воды на раствор хлористого натрия или
технологический раствор солевой композиции «СГС-18») плотностью 1170 кг/м3, для объектов БН допускается перевод скважины на газоконденсат.
Произвести подъем бурового инструмента с постоянным и контролируемым доливом. В скважину, заполненную раствором NaCl плотностью 1170
кг/м3 (или технологическим раствором солевой композиции «СГС-18», газоконденсатом), спускают на колонне НКТ перфорационную сборку и
устанавливают согласно запланированному интервалу перфорации напротив продуктивной части пласта (перфораторы - Pоwer Jet Omega 3506, Pоwer
Jet Omega 3406, либо аналоги). Допускается применение перфораторов Dynawell-89, (Dynawell-73) c глубиной пробития 1035 мм (650 мм).
Устье скважины оборудовать фонтанной арматурой Опрессовать верхнюю часть ФА совместно с факельными и нагнетательными линиями в
присутствии представителя СВЧ с составлением акта и получением разрешения на производство работ по перфорации и вызову притока.
Вторичное вскрытие продуктивного горизонта производится за один спуск перфорационной сборки. Через устьевую задвижку внутрь НКТ бросают
резиновый шар, который потоком жидкости, подаваемой в лифтовые трубы, двигается в НКТ до механизма ударно-накольного действия. После удара
шара происходит инициация зарядов и перфорация эксплуатационной колонны. При этом на устье скважины должно быть создано__противодавление с
соблюдение условия Рзаб » Рпл. Также, инициировать перфоратор можно с помощью штанги-индикатора с одновременной регистрацией давления и
акустических сигналов. После сообщения пласта со скважиной пластовый флюид поступает в колонну насосно-компрессорных труб, как через
отверстия в корпусе перфоратора, образовавшиеся после срабатывания зарядов, так и через специальные циркуляционные окна, расположенные
выше перфоратора.
Далее следует произвести очистку ПЗП методом обратных промывок раствором хлористого натрия (либо технологическим раствором солевой
композиции «СГС-18», или газоконденсатом) с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу. Времяпромывки на каждом режиме до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Снижение противодавления производить ступенчато через 3-5 МПа в интервале
14
забойных давлений Рзаб = Рпл ¸ 0,7Рпл. Не допускать снижения забойного давления более 0,5Рпл. Повторно произвести промывки с противодавлением
обратным ходом. Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданиемдавления на устье исходя из условия: Рзаб » Рпл.
Произвести воздействие на ПЗП методом переменных давлений в течение 20 циклов,вымыть забойную пачку с противодавлением, промыть скважину с
противодавлением в течение двух циклов.При наличии в потоке механических примесей и ФБР промывки продолжить до их полного удаления.
Оставить скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов, с созданием давления на устье, исходя из условия: Рзаб » Рпл.
Далее, обратной промывкой с противодавлением произвести замену соляного раствора на конденсат (при необходимости) при выполнении условия:
Рзаб»Рпл. Вытесняемый из скважины соляной раствор следует собирать через сепаратор в специальные емкости. Произвести плавный запуск
скважины, стравливая газ на факел. При необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Дальнейшие работы по освоению скважины проводить методом отработки по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл>Рзаб³0,7 Рпл.
При испытании высокодебитных объектов при невозможности проведенияпромывок с противодавлением по замкнутому циклу, необходимо проводить
отработку скважины по НКТ на диафрагмах, обеспечивающих условие Рпл > Рзаб ³ 0,7 Рпл с подкачкой горячего газоконденсата или технологического
раствора в затрубное пространство с целью выноса механических примесей.
После полной очистки скважины и выхода ее на устойчивый режим работы произвести газогидродинамические исследования по утвержденному
плану. Для лабораторных анализов отобрать устьевые пробы газа сепарации, сырого и стабильного конденсата, нефти.
Во время проведения исследований при необходимости подавать в затрубное пространство ингибитор гидратообразования или горячий конденсат.
Результаты вызова притока и исследований оформить актом. При отсутствии притока произвести работы по его интенсификации: повторную
гидропескоструйную перфорацию, гидроразрыв пласта (ГРП), кислотную обработку, МПД на ПАВ, методом гидродинамического воздействия на
призабойную зону пласта с использованием газового демпфера (МГВД), или др.
12 Ликвидация скважины
Рассматривается вариант ликвидации скважины со стационарной буровой установки после завершения испытания скважины. Для этого
необходимо:
- заглушить скважину приготовленным (имеющимся) технологическим раствором. Демонтировать фонтанную арматуру, установить ПВО;
- опрессовать ПВО, спустить колонну НКТ в скважину;
- в интервале башмака кондуктора установить цементный мост не мене 50 м;
- после ОЗЦ проверить качество установки моста опрессовкой и разгрузкой на него колонны НКТ (давление опрессовки и величина нагрузки
определяется в плане работ);
- заполнить интервал залегания ММП незамерзающей жидкостью;
- извлечь из скважины инструмент, демонтировать ПВО, трубную головку, установить на колонную головку глухой фланец;
- установить на устье скважины бетонную тумбу размером 1х1х1 м с репером и металлической табличкой, на которой электросваркой указать номер
скважины, наименование месторождения и предприятия-пользователя недр, дату ликвидации скважины;
- произвести демонтаж оборудования.
Все работы производятся согласно плану работ, согласованному с территориальными органами Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.
Примечания.
15
4. Обязательно выполнение исследовательских работ при испытании объектов (нефтегазоконденсатные исследования, ГДИ, ГКИ, регистрация
КВУ, КВД, определение дебитов, отбор устьевых и глубинных проб, лабораторные исследования, предоставление отчетной документации).
5. Работы по интенсификации, при принятии Недропользователем решения по их проведению, обязательны к выполнению.
6. Количество объектов испытания может быть изменено в зависимости от результатов выполненных работ.
16