Штраф в размере 12,5 м3 закачки БГС

15.4.3.Возобновление работы бригады без разрешения ( без акта запуска ) после ее остановки службой супервайзинга ( с оформлением акта ), штраф в размере 37,5 м3 закачки БГС

15.4.4.Нарушение технологии выполнения конкретной операции,

Штраф в размере 7,5 м3 закачки БГС

15.4.5.Проведение технологической операции без использования средств контроля , или с использованием неисправных средств контроля (индикатор веса , манометры, ареометр калибры для НКТ),

Штраф в размере 2,5 м3 закачки БГС

15.4.6.Использование при ремонте некачественных (несоответствующих плану работ) материалов,

Штраф в размере 12,5 м3 закачки БГС

15.4.7.Перерасход требуемых для ремонта материалов,

Штраф в размере 7,5 м3 закачки БГС

(необъясненный перерасход оплачивает исполнитель работ).

При расчетах времени превышения из общей продолжительности исключаются простои по причинам:

· метеоусловия

· простои по вине Заказчика

Примечание:

Величина штрафных санкций является рекомендательной и не является обязательным условием применения указанных размеров штрафа. Штрафные санкции прописываются в тексте договора между Заказчиком и Подрядчиком. Для каждого договора носит индивидуальный характер.

ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН.

Общие положения.

В целях предупреждения газонефтеводопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определённого удельного веса – «жидкость глушения», свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

· жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твёрдыми частицами;

· фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

· жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год;

· жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

· содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно превышать 0.1г/л, при этом размер частиц должен быть не более 0,02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:

· подтоварной водой (технической);

· водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций, хлористый калий);

· сеноманской водой.

2 способ – глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии).

3 способ – объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественном осаждении на забой, в интервале перфорации, более тяжёлой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 – 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на CaCl2. Объём обратной эмульсии 3 –6 м³.

Существует два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеродной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надёжная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, лёгких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

16.1.Определение плотности жидкости глушения.

Плотность жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане работ на ремонт скважины.

Y_жг = Кз * Рпл * 10/Н ,

Где:Yжг – плотность жидкости глушения, г/см³;

Рпл – текущее пластовое давление, атм.;

Кз – коэффициент запаса, равный 1,10;

Н – глубина скважины до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10% от расчётной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины – от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

Для скважин с обводнённостью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса до 5%. ля скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчётах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объём жидкости глушения (3-5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено. На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

Рпл = ((Н * Yжг)/10) + Ризб ,

где:

Ризб – избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Для глушения используются следующие жидкости:

Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объёма жидкости глушения определённой плотности, рассчитывается по формуле:

Мр = (Yр * (Yжг – Yв) * Vр х 10)/(Yр – Yв),

где: Мр – количество реагента, кг;

Yр – удельный вес реагента, г/см³;

Yжг – удельный вес жидкости глушения, г/см³;

Yв – удельный вес воды, используемой для приготовления жидкости глушения, г/см³;

Vр – требуемый объём жидкости глушения, м³.

Удельные веса NaCl – 2,15 г/см³ (2150 кг/м³);

CaCl2 – 2,20 г/см³ (2200 кг/м³).

16.2. Расчёт объёма жидкости и количества циклов глушения скважины.

Объём жидкости глушения скважины и количество циклов глушения определяется рассчётным путём в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объёма спущенных в скважину штанг.

Общий объём жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

Vжг = VэкО + 3м = Vэк – Vнкт – Vшт + 3м ,

Где: Vэк = (pD²/4) х Н, м³;

Н – глубина скважины до цементного моста, м;

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

VэкО – объём эксплуатационной колонны, с учётом спущенного подземного оборудова

ния, м³.

Примечание:

Для практических расчётов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

внутренний диаметр э/к d – 127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7 мм);

внутренний диаметр э/к d – 146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);

внутренний диаметр э/к d – 1168,3 мм считать равным 152,3 мм (толщина стенки 8 мм);

Формула, определяющая объём жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учёта муфт):

Vнкт = (p(d²нкт – d²нктВ)/4) * Нсн ,

где: dнкт и dнктВ – соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ, мм;

Нсн – глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объём жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Vшт = (pd²штСр/4) * Нсп ,

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

Dшт Ср = ((dшт1 * h1) + (dшт2 * h2) + (dшт3 * h3))/Нсп

где: dшт1, h1… диаметры и длины ступеней колонны штанг, мм.

16.3. Подготовительные работы к глушению скважины.

16.3.1.Останавливается скважина, производится её разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.

16.3.2.Определяется величина текущего пластового давления.

16.3.3.Производится расчёт необходимой плотности жидкости глушения и материалов для её приготовления.

16.3.4.Готовится требуемый объём жидкости глушения соответствующей плотности с учётом аварийного запаса.

16.3.5.Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

16.3.6.Проверяется наличие циркуляции в скважине и принимается решение о категории ремонта.

16.4. Технология глушения скважины.

16.4.1.Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном – в затрубное пространство.

15.4.2.Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным

16.4.3.Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважин, путём регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки – для создания противодавления на пласт.

16.4.4.Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при её прокачивании на по

глощение.

16.4.5.При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле:

to = Н / V ,

где: V – скорость оседания жидкости глушения к забою равная 0,1-0,15 м/сек

Н – расстояние от приёма насоса до забоя скважины, м.

В среднем время между двумя циклами составляет 3-4 часа.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объём прокачанной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины ( п. 3.2.).

16.4.6.При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200м³/м³) и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводокислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

16.5. Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.

16.5.1. В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10 – 30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения, выполненного путём закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

16.5.2. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением (в пределах допустимого для данной эксплуатационной колонны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см².

16.5.3.К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путём открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

16.6. Глушение скважин, оборудованных насосами.

16.6.1. Перед тем как сбить циркуляционный клапан (ЭЦН), необходимо опрессовать колонну НКТ, чтобы удостовериться, что она не оборвана, и бросив лом не создать аварийную ситуацию в скважине.

16.6.2. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приёмов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или залавливания приёмного клапана (ШГН).

16.6.3. Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.

16.6.4. Количество выполненных циклов, время отстоя, и объём прокаченной жидкости глушения должны соответствовать рассчётным значениям, указанным в плане - задании на глушение скважины.

16.7. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.

16.7.1. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской во

дой или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

16.7.2. Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются хим. реагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других хим. реагентов производить по специальным методикам.

16.7.3. Приготовление жидкости глушения с добавкой хим. реагентов необходимо производить путём интенсивного их перемешивания.

16.7.4. Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой хим. реагентов осуществлять при первом цикле глушения.

16.8. Меры безопасности при глушении скважины.

16.8.1. Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приёмке скважины в ремонт (мастер бригады ПРС и представитель ЦДНГ, ЦППД).

16.8.2. Глушение скважины производится по заданию мастера ПРС. Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

16.8.3. Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещённости скважины не менее 26 лк.

16.8.4. Площадка размером 40 х 40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

16.8.5. Перед глушением необходимо проверить:

·исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании;

·наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его

отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.

16.8.6. Промывочный агрегат и автоцистерны следует распологать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерны должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1,5 м.

Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

16.8.7. В процессе глушения скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких - либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль:

·за показаниями манометров;

·за линией обвязки;

·за местонахождением людей.

Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линией скважины.

16.8.8 При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

16.8..9. Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

16.8.10. После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть повторно заглушена до начала ремонтных работ.

16.8.11После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважи-

ны» по форме указанной в ТУиУ

В акте на глушение скважины должно быть указано:

·дата глушения скважины;

·удельный вес глушения скважины;

·объём жидкости глушения по циклам;

·время начала и окончания циклов глушения;

·начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

16.9. Ответственность за выполнение требований инструкции.

16.9.1. За подготовку территории куста и скважины к глушению отвечает мастер ЦДНГ, ЦППД.

16.9.2. За достоверность данных по текущему пластовому давлению, на момент глушения скважины, отвечает геологическая служба ЦДНГ, ЦППД.

16.9.3. За соответствие удельного веса жидкости глушения расчётной величине, указанной в план – задании на глушение скважины, выполнение всего комплекса работ по подготовке скважины к глушению, соблюдение технологии глушения скважины и мер безопасности при глушении отвечает мастер бригады.