Р Газпром 2-3.2-257-2008

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..   244  245  246  247  248  249  ..

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

ПО ОСВОЕНИЮ МНОГОЗАБОЙНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ


 

Р Газпром 2-3.2-257-2008


 

Издание официальное


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью ООО «Газпром экспо»


 

Москва 2009

Предисловие


 


 

  1. РАЗРАБОТАНЫ


     

  2. ВНЕСЕНЫ


     

  3. УТВЕРЖДЕНЫ


     

  4. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ


 

Обществом с ограниченной ответственностью

«ТюменНИИгипрогаз» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)


 

Управлением по бурению газовых и газоконденсатных скважин Департамента по добыче газа, газового кон-денсата, нефти ОАО «Газпром»


 

Начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 30 сентября 2008 г.


 

© ОАО «Газпром», 2009

© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2008

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009


 


 

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Обозначения и сокращения 2

  5. Характеристика газовых объектов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения 3

  6. Организация работ и последовательность операций при освоении

    многозабойных скважин 3

  7. Величина депрессии на эксплуатационные объекты 5

  8. Технология освоения многозабойных скважин, оборудованных

    хвостовиками:фильтрами 6

    1. Подготовительные работы 6

    2. Вызов притока 7

    3. Методы воздействия на призабойную зону пласта 9

    4. Отработка и исследование скважин, заключительные работы 9

  9. Технология освоения многозабойных скважин, оборудованных

    цементируемыми хвостовиками 10

  10. Требования промышленной безопасности и охраны окружающей среды 11

Приложение А (справочное) Типовые схемы освоения скважин 14

Приложение Б (справочное) Техническая характеристика перфорационных систем 16

Библиография 17

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


 

image


 

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОСВОЕНИЮ МНОГОЗАБОЙНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН БОВАНЕНКОВСКОГО НГКМ


 

image

Дата введения – 2009:07:20


 

  1. Область применения


     

    Настоящие рекомендации устанавливают требования и определяют технико:техноло-гические решения по освоению многозабойных газовых скважин и предназначены для руко-водства при проектировании и производстве работ на Бованенковском нефтегазоконденса-тном месторождении.


     

  2. Нормативные ссылки


     


     

    дарты:

    В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан:


     

    ГОСТ 12.1.004:91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность.

    Общие требования

    ГОСТ 12.1.005:88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно:гигиени-ческие требования к воздуху рабочей зоны

    ГОСТ 12.1.044:89 (ИСО 4589:84) Система стандартов безопасности труда. Пожаро-взрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения ГОСТ 12.4.021:75 Система стандартов безопасности труда. Системы вентиляционные.

    Общие требования

    ГОСТ 17.2.3.02:78 Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями

    ГОСТ 2222:95 Метанол технический. Технические условия ГОСТ 4233:77 Натрий хлористый. Технические условия ГОСТ 4568:95 Калий хлористый. Технические условия

    СТО Газпром 2:3.2:144:2007 Эксплуатационная газовая скважина. Технические требо-вания и решения


     

    image

    Издание официальное

    СТО Газпром 2:3.2:193:2008 Руководство по предупреждению и ликвидации газонеф-теводопроявлений при строительстве и ремонте скважин

    СТО Газпром РД 1.2:094:2004 Инструкция по организации и безопасному ведению работ при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов

    Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отме-нен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


     

  3. Термины и определения


     

    В настоящих рекомендациях применены термины с определениями по СТО Газпром 2:3.2:144 и РД 08:625:03 [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:

    1. многозабойная скважина-Скважина, состоящая из основного ствола и одного или нескольких ответвлений.

    2. освоение скважины-Комплекс технологических операций, осуществляемых на сква-жине после проведения вскрытия продуктивного пласта, включающий мероприятия по вызо-ву притока и очистке призабойной зоны пласта.


       

      3.3 скважина-Сооружение в виде ориентированной в пространстве горной выработ-ки, имеющее собственную архитектуру и назначение и оснащенное технологическим обо-рудованием.

      [СТО Газпром 2:3.2:144:2007, статья 3.1]

       


       

  4. Обозначения и сокращения


     

    В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения и сокращения:

    ΔP – депрессия;

    БДТ – безмуфтовая длинномерная труба;

    ВЧ ООО «Газобезопасность» – военизированная часть по предупреждению возникно-вения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов ООО «Газобезопасность»;

    г/к – газоконденсат; ГВК – газоводяной контакт;

    НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение;

    ДИКТ – диафрагменный измеритель критического течения; МПД – метод переменных давлений;

    МЗС – многозабойная скважина;

    НКТ – насосно:компрессорные трубы; ПВО – противовыбросовое оборудование; ППУ – передвижная паровая установка; ПЗП – призабойная зона пласта.


     

  5. Характеристика газовых объектов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения

    1. Эксплуатационные газовые объекты Бованенковского НГКМ представлены песча-никами, алевролитами с прослоями глин, аргиллитами, глинами.

    2. Залежь объекта эксплуатации ханты:мансийской свиты ХМ1–2 установлена на глу:

      бине от 1030 до 1385 м. Общая толщина пласта изменяется от 1,4 до 54,0 м, эффективная – от 1,4 до 27,6 м. Открытая пористость коллекторов колеблется от 16,8 % до 31,2 %, проница-емость – от 0,300 до 0,803 мкм2. Пластовое давление – 13,0 МПа, температура – плюс 36 С.

      Дебит газа составляет от 104,8 до 735,0 тыс. м3/сут.

    3. Залежь объекта эксплуатации танопчинской свиты ТП1–6 установлена на глубине от 1196 до 1473 м. Общая толщина объекта изменяется в пределах от 206 до 266 м, эффектив-ная – от 5,8 до 148,3 м. Открытая пористость коллекторов изменяется от 13 % до 39 %, прони-цаемость – от 0,001 до 0,906 мкм2. Пластовое давление залежи – 14,34 МПа, пластовая темпе-ратура – плюс 41 С. Дебит газа составляет от 17,9 до 937,3 тыс. м3/сут.

    4. Залежь объекта эксплуатации танопчинской свиты ТП7–11 залегает на глубине от 1425 до 1785 м. Общая толщина объекта изменяется от 26,8 до 74,20 м, эффективная – от 5,6 до 53,0 м. Среднее значение открытой пористости по керну – 21,6 %, проницаемость – от 0,08 до 0,20 мкм2. Пластовое давление – 15,5 МПа, температура – от плюс 47 С до плюс 59 С. Дебит газа составляет от 21,0 до 863,6 тыс. м3/сут.


       

  6. Организация работ и последовательность операций при освоении многозабойных скважин

    1. После осуществления строительства МЗС в соответствии с требованиями и технико:технологическими решениями рекомендаций Р Газпром 2:3.2:255:2008 [2], Р Газпром 2:3.2:271:2008 [3] и Р Газпром 2:3.2:258:2008 [4] производится ее освоение и иссле:

      дование.

    2. Перед освоением эксплуатационных объектов в МЗС, оборудованных цементируе-мыми хвостовиками, следует произвести их перфорацию.

    3. С целью определения продуктивности отдельных стволов скважины и их взаимо-влияния на производительность МЗС при ее дальнейшей эксплуатации следует производить последовательное освоение стволов скважины, а затем исследование всей МЗС в зависимости от применяемых систем заканчивания.

    4. Освоение МЗС следует производить с применением мостовых пробок.

      1. При оборудовании МЗС системой многорядного заканчивания, например компа-нии Halliburton типа FloRite или IsoRite, согласно Р Газпром 2:3.2:258:2008 [4], доступ в боко-вой ствол выполняется на БДТ колтюбинговой установки.

        1. Система обеспечивает раздельный доступ через НКТ в отдельные стволы сква-жины БДТ в процессе освоения и при последующей эксплуатации и позволяет после прове-дения работ по освоению и исследованию отдельного ствола скважины изолировать освоен-ный объект без его глушения.

        2. Для ввода БДТ в планируемый к освоению ствол следует установить отклони-тель, например типа TEW. Отклонитель устанавливается в векторном блоке с помощью БДТ.

        3. Изолирование объекта осуществляется с помощью спуска мостовой (глухой) пробки, например типа Otis Lock Mandrel, с установкой ее в посадочный ниппель типа Otis XN компании Halliburton.

              1. При применении оборудования, например компании Baker Oil Tools, используют-ся мостовые пробки типа WG, С [5].

              2. Извлекаемые пробки после спуска в обсаженный ствол на необходимую глубину устанавливаются и герметизируются под действием перепада давления, создаваемого на поверхности.

              3. До начала освоения первого запланированного объекта в отдельном стволе МЗС необходимо установить мостовые пробки в других стволах для обеспечения изоляции стволов при освоении первого объекта. Герметизацию боковых стволов допускается производить изо-ляционным рукавом, например типа TRItm компании Halliburton.

              4. После освоения и исследования первого объекта необходимо герметизировать ствол мостовой пробкой и приступить к освоению следующего ствола. С помощью мостовых пробок производится герметизация освоенных и исследованных стволов МЗС без их глушения.

              5. Для определения суммарной производительности МЗС следует произвести извле-чение мостовых пробок из отдельных освоенных стволов скважины, одновременно пустить их в работу и произвести исследование скважины.

  7. Величина депрессии на эксплуатационные объекты


     

    1. Минимальная депрессия на пласт должна обеспечить перепад давления, необходи-мый для преодоления сил сопротивления движению жидкости в призабойной зоне пласта согласно РД 39:2:1217:84 [6], и ее следует рассчитывать по формуле

      ΔРmin  б.р. g Н – Рпл, (1)

      где ΔРmin – депрессия, создаваемая на продуктивный пласт, Па;

      б.р. – плотность бурового раствора при первичном вскрытии, кг/м3; g – ускорение силы тяжести, м/с2;

      Н – глубина залегания продуктивного пласта, м;

      Рпл – давление на глубине залегания продуктивного пласта, Па.

    2. Максимальная допустимая величина депрессии на пласт выбирается с учетом сле-дующих ограничений:

      • прочности обсадной колонны;

      • устойчивости коллектора.

    3. Перепад давления при вызове притока, воспринимаемый эксплуатационной колонной, не должен превышать величин, регламентируемых РД 39:2:1217:84 [6].

    4. Депрессия, создаваемая для получения притока пластовой жидкости, не приводя-щая к разрушению объекта испытания, должна удовлетворять условию:

      ΔР < 0,5 [сж – 2 (г.п.  g Н – Рпл )], (2)

      где сж – прочность породы при одноосном сжатии, Па;

      г.п. – объемная плотность вышележащей толщи пород, кг/м3.

    5. Расчет рекомендуемых величин депрессий для газовых объектов Бованенковского НГКМ приведен в таблицах 1, 2.

      Таблица 1 – Минимальная депрессия на эксплуатационные объекты


       


       

      Пласт (залежь)

      Глубина

      залегания (по вертикали),

      м

      Пластовое давление, МПа


       

      Плотность раствора, кг/м3

      Минимальная депрессия ΔРmin, МПа

      ХМ1–2

      1030–1385

      13,00


       

      1290–1300

      Не менее 0,14

      ТП1–6

      1196–1473

      14,34

      Не менее 0,79

      ТП7–11

      1425–1785

      15,50

      1100–1120

      Не менее 0,16

      Таблица 2 – Допустимые величины депрессии в зависимости от устойчивости ПЗП


       

      Пласт (залежь)

      Пластовое давление, МПа

      Глубина залегания (по вертикали), м

      ΔРmax, МПа

      ХМ1–2

      13,00

      1030–1385

      Максимально возможная

      ТП1–6

      14,34

      1196–1473

      Не более 13,53

      ТП7–11

      15,50

      1425–1785

      Не более 9,75


       

      Рекомендуемая депрессия при вызове притока для газовых объектов должна быть не более 20 % от пластового давления, рекомендуемый диапазон депрессий для продуктивных отложений приведен в таблице 3.

      Таблица 3 – Рекомендуемый диапазон депрессий на эксплуатационные объекты


       

      Пласт (залежь)

      Глубина залегания (по вертикали), м

      Пластовое давление, МПа

      ΔРmin, МПа

      ΔРmax, МПа

      ХМ1–2

      1030–1385

      13,00

      Не менее 0,14

      Не более 2,60

      ТП1–6

      1196–1473

      14,34

      Не менее 0,79

      Не более 2,87

      ТП7–11

      1425–1785

      15,50

      Не менее 0,16

      Не более 3,10


       

  8. Технология освоения многозабойных скважин, оборудованных хвостовиками-фильтрами


     

    1. Подготовительные работы

      1. Подготовительные работы перед освоением многозабойных скважин с примене-нием колтюбинговых установок заключаются в следующем:

        а) произвести обвязку устья согласно «Альбому типовых схем обвязки устья скважин при бурении, освоении и капитальном ремонте» [7];

        б) произвести монтаж колтюбинговой установки и обвязку устья скважины в следую-щем порядке:

        • колтюбинговую установку смонтировать на скважине с допуском поворота платфор-мы барабана гибкой трубы относительно оси установки на угол до 15;

        • с помощью гидроманипулятора произвести монтаж превенторного оборудования с инжектором;

        • насосные (цементировочные) агрегаты обвязать манифольдной линией с колтюбин-говой установкой;

        • смонтировать и надежно закрепить выкидные линии;

        • произвести опрессовку выкидной линии, линии подачи жидкости и превенторного оборудования. Принципиальная схема обвязки устья скважины при работе с колтюбинговой установкой представлена в приложении А;

          в) оборудование и технику разместить согласно схеме, разработанной организацией– исполнителем работ, согласованной организацией:недропользователем, ВЧ ООО «Газобезо-пасность» и территориальным органом Ростехнадзора. Типовая схема размещения оборудова-ния представлена в приложении А;

          г) на буфере фонтанной арматуры, трубном, затрубном, межколонном пространствах скважины, а также на штуцерном блоке задвижек установить манометры с трехходовыми кра-нами, а на одной из рабочих струн арматуры – термометр;

          д) опрессовку всех соединений фонтанной арматуры, проверку состояния обвязки устья скважины, вспомогательного оборудования произвести в присутствии комиссии органи-зации:исполнителя с составлением акта о готовности скважины и получением разрешения пред-ставителя ВЧ ООО «Газобезопасность» согласно НД 158758:249:2003 [8], ПБ 08:624:03 [9].

      2. Установить мостовые пробки или изолировать стволы с помощью изоляционного рукава, кроме первоочередного запланированного к освоению ствола, согласно 6.4.

    1. Вызов притока

      1. После подготовительных работ внутрь колонны НКТ до башмака хвостовика-фильтра, запланированного к освоению объекта, спустить БДТ колтюбинговой установки.

      2. Произвести промывку интервала продуктивного пласта газоконденсатом плотно-стью 750 кг/м3. Операцию произвести при создании противодавления на устье, препятствую-щего преждевременному поступлению пластового флюида в ствол скважины.

        Вызов притока пластового флюида из пласта следует производить путем создания регламентируемых депрессий. При этом депрессии на рассматриваемые продуктивные гори-зонты составят значения, представленные в таблице 4, но которые следует ограничить до допустимых депрессий в соответствии с таблицей 3.


         

        Таблица 4 – Возникающая депрессия при заполнении скважины газоконденсатом по объектам эксплуатации


         

        Пласт (залежь)

        Глубина залегания (по вертикали), м

        Пластовое давление, МПа

        ΔРгидр.,

        МПа

        ΔР,

        МПа

        ХМ1–2

        1030–1385

        13,00

        10,19

        2,81*

        ТП1–6

        1196–1473

        14,34

        10,84

        3,50*

        ТП7–11

        1425–1785

        15,50

        13,13

        2,20

        *Величина депрессии должна быть ограничена в соответствии с таблицей 3.


         

      3. После проведения промывок и извлечения БДТ скважину следует плавно пустить в работу по трубному пространству, отработать на факел до очистки ПЗП и стабилизации устьевых параметров.

      4. Если снижение плотности технологической жидкости не обеспечивает необходимую интенсивность притока пластового флюида, то следует увеличить депрессию на пласт путем сни-жения уровня жидкости в лифтовой колонне по следующим технологическим схемам:

        • снижение уровня с использованием циркуляционного клапана;

        • снижение уровня с применением колтюбинговой установки.

      5. Операции по снижению уровня с помощью циркуляционного клапана следует осуществлять в следующем порядке:

        • произвести открытие циркуляционного клапана;

        • произвести снижение уровня путем нагнетания газа в лифтовую колонну при откры-том затрубном отводе;

        • после достижения давления закачиваемого газа заданной величины остановить ком-прессорную установку, закрыть циркуляционный клапан и затрубный отвод;

        • через факельный трубный отвод произвести снижение избыточного давления и оста-вить скважину на приток с контролем уровня жидкости в лифтовой колонне;

        • при отсутствии притока указанный цикл операций следует повторить.

          1. Если на территории куста имеется освоенная или эксплуатируемая скважина, то она может быть применена в качестве скважины:донора в соответствии с СТП 39:2.1:003:2001 [10]. В случае если давление газа в скважине:доноре достаточно для снижения уровня, то газ сле-дует подавать в трубное пространство осваиваемой скважины.

          2. Если величина подаваемого давления со скважины:донора недостаточна, то даль-нейшие работы по снижению уровня следует производить с помощью установок нагнетания газа:

        • передвижные азотные компрессорные станции, например типа ПКС:5/101, ПКСА:9/200 по ТУ 3643:018:00217828:2003 [11], предназначенные для получения из атмосферного возду-ха взрывопожаробезопасной газовой смеси;

        • установки нагнетания газов, например типа УНГ 8/15, УНГ20/25 (А), оснащенные системой автоматики, обеспечивающей удобство управления и защиту от перегрузок обору-дования, и обеспечивающие соблюдение требований в области промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды.

      6. Снижение уровня скважинной жидкости с применением колтюбинговой установ-ки производится по одной из двух технологических схем с подачей газа от азотных установок.

        1. Наиболее эффективным методом снижения уровня является спуск БДТ в сква-жину на низкой скорости (0,15–0,25 м/с) при постоянной закачке газа с производительно-стью 0,07 –0,12 м3/с. Закачку газа производят сразу после спуска БДТ ниже уровня жидкости в скважине с производительностью 0,07 м3/с, постепенно увеличивая ее до максимальной величины 0,12 м3/с.

        2. Менее эффективный метод – поинтервальная продувка скважины через каждые 100–200 м допуском БДТ. При этом первоначально башмак колонны БДТ располагается на глуби-не 300–600 м в зависимости от планируемой депрессии. При проведении операции следует избе-гать резких скачков давления на забое скважины и контролировать давление и расход на выходе из скважины.

      7. При увеличении притока на выходе необходимо постепенно уменьшить произво-дительность закачки газа и контролировать приток. При дальнейшем увеличении притока пластового флюида следует произвести подъем БДТ и запустить скважину в работу.

    1. Методы воздействия на призабойную зону пласта

      1. Для воздействия на продуктивный горизонт с целью очистки ПЗП рекомендуется метод обратных промывок и МПД.

      2. Очистку ПЗП методом обратных промывок следует производить газоконденсатом с противодавлением на различных режимах по замкнутому циклу.

        Время промывки на каждом режиме – до удаления механических примесей, но не менее двух циклов. Далее следует повторно произвести промывки с противодавлением обрат-ным ходом. После проведения промывок приступить к вызову притока согласно 8.2.

      3. Воздействие на ПЗП методом переменных давлений производится в течение не менее 20 циклов. Процесс выполняется по следующей технологической схеме:

        • насосным агрегатом (например, типа ЦА:320М), подсоединенным к затрубному про-странству, закачивают в закрытую скважину технологический раствор (газоконденсат) при давлении, близком к давлению опрессовки эксплуатационной колонны;

        • агрегат останавливают, затем резко открывают трубы, снижают давление до прекра-щения или уменьшения притока из скважины согласно Р Газпром 2:3.2:201:2008 [12].

      4. В результате создания резких депрессий на пласт очищается призабойная зона скважины, что приводит к облегчению притока флюида из пласта в скважину. Каждые 15 минут следует фиксировать устьевые давление и температуру с занесением данных в геологиче-ский журнал. Вымыть забойную пачку и промыть скважину в течение двух циклов. При промыв-ке следует вести наблюдение за выходом разгазированных или загрязненных пачек. При наличии в потоке механических примесей и фильтрата бурового раствора промывки продолжить до их пол-ного удаления. Произвести плавный запуск скважины, стравливая газ на факел.

    1. Отработка и исследование скважин, заключительные работы

      1. После вызова притока следует произвести отработку скважины на режимах, обес-печивающих вынос из ствола жидкостей и кольматирующих пласт частиц до стабилизации устьевых параметров. Продолжительность отработки должна быть не более 72 часов. Депрес-сия при отработке не должна превышать величины в соответствии с разделом 7.

      2. В случае невыхода скважины на стабильный режим время отработки должно быть увеличено по согласованию с геологической службой организации недропользователя.

      3. В условиях гидратообразования следует определить температурный режим работы скважины, увязывая его с равновесным давлением и температурой гидратообразования. Для безгидратного режима работы скважины необходимо, чтобы при определенном дебите (давлении) температура газа была выше равновесной температуры гидратообразования.

      4. Для предотвращения образования гидратов и борьбы с отложениями гидратов в скважинах рекомендуется закачка ингибиторов гидратообразования (например, метанола по ГОСТ 2222).

      5. После очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта и стабилизации устьевых параметров произвести газогидродинамические исследования.

      6. Газогидродинамические исследования проводятся на семи режимах (на пяти режимах прямого хода и двух обратного). На всех режимах отбираются пробы для определе-ния содержания механических примесей, воды.

      7. Если величина дебита соответствует проектной, то принимается решение об окончании работ с последующей передачей скважины организации недропользователю. Скважина передается организации:недропользователю под давлением.


 

  1. Технология освоения многозабойных скважин, оборудованных цементируемыми хвостовиками


     

    1. Подготовительные работы произвести согласно 8.1.

    2. После проведения подготовительных работ в скважину, оборудованную в соответ-ствии с 6.1, внутрь колонны НКТ до башмака хвостовика, запланированного к перфорации объекта, следует спустить БДТ колтюбинговой установки.

    3. В случае проведения перфорации на депрессии замену технологического раствора следует произвести на газоконденсат плотностью 750 кг/м3. Депрессия при заполнении сква-жины газоконденсатом представлена в таблице 4.

      При перфорации на репрессии замену технологического раствора следует произвести на технологический раствор NaCl по ГОСТ 4233, КСl по ГОСТ 4568 соответствующей плот-ности для создания противодавления на пласт согласно ПБ 08–624–03 [9].

    4. Произвести промывку скважины.

    5. При перфорации на репрессии для сохранения коллекторских свойств пласта в зону перфорации следует закачать перфорационную среду. В качестве перфорационной среды рекомендуется использовать составы в соответствии с Р Газпром [13].

    6. Получить от представителя противофонтанной службы разрешение на проведение пер-форационных работ. Акт и разрешение вручить начальнику перфоотряда перед началом работ.

    7. Для доставки перфорационных сборок в зону продуктивного пласта, в связи с тем что зенитные углы скважин составляют свыше 60 и протяженность боковых стволов свыше 400 м, рекомендуется применять БДТ колтюбинговых установок.

    8. Запрещается спуск прострелочных аппаратов без предварительного шаблонирова-ния ствола скважины с одновременным замером гидростатического давления и температуры технологического раствора, которая не должна превышать предельно допустимую для приме-няемых прострелочных аппаратов.

    9. Перфорацию производить по утвержденному плану работ, в котором должен быть указан тип перфоратора, интервал и плотность перфорации.

    10. Вторичное вскрытие продуктивного горизонта следует производить за один (или нес-колько) спуск(ов) перфорационной сборки в зависимости от вида перфорации (на депрессии или репрессии), длины вскрываемого интервала и технических характеристик перфораторов.

      Техническая характеристика рекомендуемых перфорационных систем приведена в приложении Б.

    11. После проведения прострелочных работ произвести подъем отработанных перфо-рационных модулей и освоение скважины в соответствии с разделом 8.


       

  2. Требования промышленной безопасности и охраны окружающей среды


     

    1. Требования промышленной, противофонтанной и пожарной безопасности

      При производстве работ по освоению многозабойных скважин необходимо соблюдать тре-бования ПБ 08:624:03 [9], РД 08:435:02 [14], НПБ 254:99 [15], а также правила пожарной безопас:

      ности ППБ 01:03 [16], ВППБ 01:04:98 [17], нормативные документы по предупреждению и ликви-дации газонефтеводопроявлений при строительстве и ремонте скважин СТО Газпром 2:3.2:193 и РД 08:254:98 [18], инструкции по организации проведения огневых работ РД 09:364:00 [19], а также требования проектов на разработку, обустройство месторождения и рабочих проектов на строительство скважин. Работы по освоению проводятся по плану, утвержденному главным инже-нером и главным геологом организации:исполнителя и согласованному с главным геологом орга-низации:недропользователя и ВЧ ООО «Газобезопасность».

      Специалисты и рабочие, осуществляющие освоение скважин, а также лица, связанные с обслуживанием производственных объектов на кустовой площадке, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с требованиями РД 08:435:02 [14] и аттестацию в порядке, предусмотренном РД 03:444:02 [20].

      Ликвидацию открытого газового фонтана производить согласно инструкции СТО Газ-пром РД 1.2:094.

      Основным требованием к технологическим операциям при снижении уровня скважинной жидкости компрессорными установками является исключение возможности образования взрыво-опасных газообразных смесей на устье и в стволе скважины при производстве работ.

      Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект в соответствии с ПБ 08:624:03 [9], обязана:

      • выполнять требования промышленной безопасности эксплуатации объектов согласно нормативным техническим документам;

      • иметь в наличии и обеспечивать функционирование необходимых приборов и систем контроля производственных процессов;

      • обеспечивать пожаро-и взрывобезопасность при производстве работ в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004 и ГОСТ 12.1.044;

      • снабжать производственные помещения, в случае проведения в них работы с химиче-скими реагентами, вентиляцией, соответствующей требованиям ГОСТ 12.4.021, обеспечи-вающими состояние воздуха рабочей зоны в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005;

      • обеспечивать работников при выполнении работ с опасными веществами необходи-мыми средствами индивидуальной защиты;

      • проводить диагностику, испытание, освидетельствование сооружений и технических устройств в установленном порядке;

      • организовывать и осуществлять производственный контроль за соблюдением требова-ний промышленной безопасности;

      • создавать и поддерживать в надлежащем состоянии системы наблюдения, оповеще-ния, связи и поддержки действий в случае аварии;

      • осуществлять другие действия и мероприятия по обеспечению промышленной безо-пасности, установленные Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [21] и ПБ 08:624:03 [9].

    2. Требования безопасности при проведении работ с применением колтюбинговой установки

      Колтюбинговая установка с БДТ должна располагаться с наветренной стороны от устья скважины и отводных линий или же в направлении, перпендикулярном преобладающе-му направлению ветра, и на достаточном удалении от задвижки на устье скважины согласно НД 158758:249:2003 [8].

      Минимальное расстояние от задней стороны установки до колонной головки должно составлять два метра. Максимальное расстояние выбирается с учетом безопасности работ с применением подъемного крана.

      Все насосные агрегаты и технологические линии должны располагаться относительно установки таким образом, чтобы не перекрывать доступа к кабине управления и пути экстрен-ной эвакуации к местам сбора персонала.

      Все оборудование, установленное на устье скважины, должно быть надежно закрепле-но во избежание бокового смещения телескопической опоры. При монтаже оборудования на устье скважины использовать фланцевые соединения.

      Обратная линия устанавливается между колонной головкой и ПВО и жестко закрепля-ется, на ней устанавливаются две отсекающие задвижки. На обратной линии устанавливается регулируемый дроссель. Перед началом работ по спуску БДТ в скважину следует присоеди-нить линию глушения и опрессовки и установить на линии глушения задвижку и манометр.

      Пути подхода к устью скважины и к месту работ должны быть свободны.

      Автомашины, не используемые в работах, должны располагаться не ближе 50 м от устья скважины согласно приложению А. Автомашины, используемые в работах, должны распола-гаться с наветренной стороны или, по возможности, по направлению, перпендикулярному превалирующему направлению ветра. При размещении автомашин предусмотреть возмож-ность срочной их эвакуации без применения заднего хода.

      Предусмотреть наличие оборудования для образования ингибирующего и смазочного покрытий на наружной поверхности БДТ, находящихся под лубрикатором. Предусмотреть наличие обратного клапана высокого давления на входе в БДТ.

      Проверить наличие сведений и регистрационных документов по техническому обслу-живанию и испытаниям ПВО, а также сведений о продолжительности работы БДТ и о состоя-нии сварочных швов.

    3. Требования по охране окружающей среды

Технологические растворы, применяемые при освоении скважин, необходимо транс-портировать и хранить в закрытых емкостях. Сыпучие материалы, утяжелители, химические реагенты должны транспортироваться в контейнерах или другой закрытой упаковке и хра-ниться в герметичной таре или в закрытом помещении. Емкости для хранения жидкости дол-жны оборудоваться автоматическими устройствами, предохраняющими их от перелива.

Исследование эксплуатационных скважин в случае отсутствия сбора и утилизации жидкого продукта запрещается согласно ПБ 08–624–03 [9]. Технологические жидкости, поступающие из скважины во время ее освоения, необходимо собирать в металлические емкости. Жидкости должны быть использованы повторно при освоении следующих скважин куста. После освоения последней скважины куста растворы должны быть вывезены с терри-тории площадки для использования при освоении следующих скважин месторождения.

По окончании освоения скважины необходимо произвести демонтаж высвободивше-гося оборудования и сооружений, а также очистку освободившейся территории и ремонт нарушен-ной поверхности кустовой площадки вертикальной планировкой карьерным грунтом. Контроль за содержанием выбрасываемых веществ в атмосферу следует осуществлять по ГОСТ 17.2.3.02.


 

14

 

Приложение А

(справочное)


 

Типовые схемы освоения скважин


 

image

Р Газпром 2-3.2-257-2008

 

9


 


 

8

10 14


 

7


 

1

14

6


 

Оборотная линия


 

5 11


 

5

4


 

3

13 12

2


 


 

Условные обозначения:

1,5 м

 

10 м 1 м

1 – колтюбинговая установка; 2 – колонная головка; 3 – крестовина; 4 – планшайба; 5 – коренная задвижка; 6 – промывочная катушка; 7 – блок гидропревенторов; 8 – гидравлическое сальниковое уплотнение; 9 – инжектор; 10 – безмуфтовая длинномерная труба; 11 – отвод на факельную линию; 12 – факельная линия; 13 – стойки инжектора; 14 –оттяжки

Рисунок А.1 – Схема обвязки устья скважины при освоении с колтюбинговой установки


 


 

7


 

17


 

10 9


 

5


 

11


 

18


 

4 4


 

13


 

12 14


 

1


 

15


 

25 м


 

100 м


 

50 м


 

3

image

Условные обозначения:

image

image

image

image

линия электропередач

пути следования транспорта 1 – установка

  1. – факельная линия

  2. – ДИКТ

  3. – емкостной парк

  4. – теплообменник (чанок и т.п) 6 – насосная установка

  1. – ППУ

  2. – вахтовый автомобиль 9 – вагон с рацией

  1. – жилой вагон

  2. – дизельная электростанция с прожкторами освещения

  3. – нагнетательная линия 13 – обратная линия

14 – промывочная катушка 15 – прожектор

  1. – контейнеры под мусор

  2. – площадка для сбора металлолома 18 – площадка для временного хранения

металлических бабочек с химическими

реагентами

Р Газпром 2-3.2-257-2008

 

2


 


 

15 16


 

15

 

Рисунок А.2– Типовая схема размещения оборудования и техники при освоении скважин с помощью колтюбинговой установки


 

Р Газпром 2-3.2-257-2008

 

16

 

Приложение Б

(справочное)


 

Техническая характеристика перфорационных систем

Таблица Б.1 – Техническая характеристика перфорационных систем отечественного и импортного производства


 


 

Наименование


 

Масса ВВ,

г

Средний диаметр входного отверстия, мм

Средняя глубина канала, мм


 

Фазировка зарядов

Макси-мальная плотность, отв/м

Максималь-ное рабочее давление, МПа

Макcималь-ная рабочая температура,

°С


 

Наружный диаметр, мм

ПКТ:50

8,0

300,00

90

12

60

125

54,0

ПКТ:54

8,0

320,00

90

12

60

150

54,0

ПМИ:54

6,0

7,00

300,00

60

12

60

150

54,0

Power Jet 2306

8,5

6,90

579,00

60

20

57,0

Power Jet Omega 2506

12,0

8,13

777,24

60

20

64,0

EXP:2715:320T (Titan)

15,0

7,10

661,00

60

19

160

260

69,9

ЗПКО:73

18,0

8,00

500,00

60–90

12:20

120

150

73,0

ЗПКТ89Н

21,0

11,00

650,00

60–90

20

120

150

89,0

ЗПКО:89 С

32,0

11,50

655,00

90

14

80

150

89,0

ЗПКО:89 ДН:01

22,7

10,00

750,00

60

10:20

80

150

89,0

ЗПКО:89:Н:ТВ

39,0

10,00

1260,00

0; 35; 45; 60; 90

14

100

150

102,0–105,0

EXP:4539:324T(Titan)

38,5

8,40

1275,00

90

13

160

260

102,0

ЗПКО:102ДН:01

32,0

10,00

1000,00

60

12

80

150

102,0

Power Jet Omega 4505

38,8

10,9

1503,7

720

16

114,0

Power Jet 4505

38,6

11,9

1179

720

16

114,0

Библиография


 

[1] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08:625:03

Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых сква-жин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины

[2] Р Газпром

2:3.2:255:2008

Технико:технологические решения по бурению много-забойных газовых скважин на Бованенковском НГКМ

[3] Р Газпром

2:3.2:271:2008

Технико:технологические решения по креплению мно-гозабойных газовых скважин Бованенковского НГКМ

[4] Р Газпром

2:3.2:258:2008

Компоновки устьевого и внутрискважинного обору-дования многозабойных газовых скважин Бованен-ковского НГКМ

[5] Baker Oil Tools. Системы для текущего ремонта. Изделия и сферы применения, 2003

[6] Руководящий документ ВНИИКРнефти

РД 39:2:1217:84

Инструкция по освоению и исследованию скважин на месторождениях Западной Сибири


 

[7] Альбом типовых схем. – Тюмень-ДООО «Бургаз» – филиал «Тюменбургаз»; Тюмен-НИИгипрогаз, 2000

[8] Нормативный документ ООО «ТюменНИИгипрогаз» НД 158758:249:2003

Технологический регламент по освоению скважин с помощью колтюбинговой установки на месторожде-ниях севера Западной Сибири

[9] Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 08:624:03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промы-шленности

[10] Стандарт предприятия ДООО «Бургаз»

СТП 39:2.1:003:2001

Освоение скважин в условиях пластовых давлений, близких к гидростатическим и техногенно сниженным


 

[11] Технические условия

Станция передвижная компрессорная азотная

ОАО «Уральский компрессор-ПКСА:9/200 ный завод»

ТУ 3643:018:00217828:2003

Р Газпром 2-3.2-257-2008


 

[12] Р Газпром

2:3.2:201:2008

Рекомендации по технологии испытания и освоения многозабойных скважин на месторождениях Тюмен-ской области

[13] Р Газпром «Рекомендации по освоению и интенсификации притока газоконденса-тных скважин месторождений полуострова Ямал» (утверждены ОАО «Газпром», 2005)

[14] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08:435:02

Инструкция по безопасности одновременного произ-водства буровых работ, освоения и эксплуатации сква-жин на кусте

[15] Нормы пожарной безопасности ГУГПС МЧС России НПБ 254:99

Огнепреградители и искрогасители. Общие техниче-ские требования

[16] Правила безопасности МЧС России

ППБ 01:03

Правила пожарной безопасности в Российской Феде-рации


 

[17] Правила безопасности Минэнерго России ВППБ 01:04:98

Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности

[18] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 08:254:98

Инструкция по предупреждению газонефтеводопро-явлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышлен-ности

[19] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 09:364:00

[20] Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03:444:02

Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взры-вопожароопасных объектах

Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных произ-водственных объектов, подконтрольных Госгортехнад-зору России


 

[21] Федеральный закон от 21.07.1997 № 116:ФЗ «О промышленной безопасности опас-ных производственных объектов»


 

18


 

image


 

ОКС 75.020


 

Ключевые слова-рекомендации, технико:технологические решения, освоение, многозабойная скважина, газовая скважина, Бованенковское НГКМ, депрессия, вызов притока


 

image


 

Корректура О.Я. Проскуриной, В.М. Осканян

Компьютерная верстка А.И. Шалобановой


 

image

Подписано в печать 20.04.2009 г.

image

Формат 60х84/8. Гарнитура «Ньютон». Тираж 60 экз. Уч.:изд. л. 2,4. Заказ 271.

ООО «Газпром экспо» 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.-(495) 719:64:75, (499)580:47:42.