Схема обвязки и потребность в цементировочных агрегатах

Таблица 9.3.5

№ колонны в порядке спуска	№ части колонны	№ ступени цементи- рования	Интервал, м	№ схемы обвязки цементи- ровочной техники	Потребное количество ЦА
от (верх)	до (низ)	Основные ЦА
Тип	Всего	в т.ч.
закачка	резерв

						ЦА-320М
						ЦА-320М

Примечание: Допускается использование других цементировочных агрегатов и другие схемы обвязки цементировочной

техники, обеспечивающие требуемые режимы закачки.

Потребность в смесительных машинах, цементовозах и автоцистернах

Таблица 9.3.6

№ колонны в порядке спуска	№ части колонны	№ ступени цементирования	Интервалцементирования,, м	Потребное количество смесительных машин
от (верх)	до (низ)	Тип	Всего


					УС-50
					УС-50

Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

Таблица 9.3.7

№ пп	Название или шифр	Потребное количество
№ колонн	Суммарное на скважину
Ø244,5	Ø168,3
	УС-50
	АЦ-32
	ОСР-14

Примечание: * Осреднительная емкость доставляется на буровую за 24 часа до начала цементирования.

**Допускается применение цементировочных агрегатов других фирм-производителей (Halliburton, Schlumberger-Dowell),

обеспечивающих требуемые режимы цементирования.

Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

Таблица 9.3.8

№ п/п	Название или шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление	Единица измерения	Потребное количество, тн
№ колонн	Суммарное на скважину
Ø244,5	Ø168,3

	Цемент ПТЦ I-G-CC-1	ГОСТ 1581-96 ОСТ 39-017-75	тн	6,0	18,7	24,7
	Вода техническая	Местная	м³	4,6	13,4	18,0

Примечание: 1. * За сутки до цементирования колонны следует провести контрольный анализ рецептуры тампонажного раствора и

уточнить необходимость введения ускорителей и замедлителей.

** - Количество реагентов и рецептура тампонажной смеси уточняется по резутальтатам лабораторного анализа.

*** - Допускается использование других химических реагентов и добавок при условии обеспечения ими требований.

Оборудование устья скважины

спецификация устьевого и противовыбросового оборудования (ПВО) Таблица 9.4

Обсадная колонна	Давление опрессовки устьевого оборудования, МПа	Типоразмер, шифр или название устьевого оборудования	ГОСТ, ТУ, и т.д. на изготовление	Количество, шт.	Допустимое рабочее давление, кгс/см²

№№ пп	Название	После установки	Перед вскрытием напорного горизонта

	Кондуктор	7,0	-	FH-350х210 FZ-350х210	ГОСТ 13862-90
	Эксплуатаци-онная колонна	9,5	-	ОКК1 210х168х245 АФ1-65х210	ТУ 26-02-1146-93 ГОСТ 13846-80

Примечание: Колонные головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная).

ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИНЫ

ИСПЫТАНИЕ И КОНСЕРВАЦИЯ (ЛИКВИДАЦИЯ) СКВАЖИНЫ.

Все работы по испытанию скважины производятся по отдельной программе, которая обязательно согласовывается с ТУ «Запказнедра» и другими контролирующими организациями.

После проведения испытания Заказчиком принимается решение о её консервации до организации промысла или ликвидации при отсутствии признаков нефти.

Во всех случаях составляются планы проведения работ по консервации или ликвидации согласно Типовых проектов на данные виды работ, которые согласовываются с «Органами Государственного контроля за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью», инспекцией по охране недр ТУ «Запказнедра» и другими организациями.

При подготовке буровой площадки предусматривается снятие плодородного слоя и хранение до рекультивационных работ, проводимых по окончании бурения скважины. Согласно «Инструкции по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше» изд. ВНИИБТ, М,1990г., районы подразделяются на различные зоны в зависимости от ландшафта, рельефа, растительного покрова и других географических особенностей.

В частности в пустынных и полупустынных зонах рекомендуется не снимать верхний, плодородный слой почвы, который представляет очень слабый слой, закрепленный редкой малорослой растительностью.

При консервации или ликвидации скважины строго руководствоваться разработанным Заказчиком типовым проектом проведения изоляционно-ликвидационных работ, согласованным с теми же организациями.

При ликвидации скважины ствол ее заполняется буровым раствором удельного веса, на котором велось вскрытие возможно продуктивной толщи.

Цементные мосты или пакеры устанавливаются против проницаемых горизонтов и на устье скважины

10.2 Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне

Жидкость для заканчивания скважины перфорацией.

Геологическая и физическая характеристика продуктивных пластов, и опыт работы по заканчиванию скважин на месторождении, показывают что в условиях избыточного давления, при первичном вскрытии продуктивных пластов, последующие работы по заканчиванию скважин в среде утяжеленного бурового раствора на водной основе с повышенным содержанием твердой фазы, особенно глинистой, приводят к значительному загрязнению коллектора, вплоть до полной кольматации призабойной зоны пласта.

Во избежание загрязнения коллектора, необходимо использовать наиболее эффективную жидкость для перфорации и освоения скважины, таковой является очищенный от механических примесей водный раствор хлорида натрия плотностью 1,0 г/см³.

Для предупреждения значительного поступления рассола в пласт, в результате его высокой фильтрации, рассол необходимо загущать специальными загущающими полимерами, типа CMC-МV.

Для снижения поверхностного натяжения на гряде сред, необходимо вводить неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ);

В качестве ингибитора коррозии КD-40.

Состав жидкости для перфорации в кг на 1м³ рассола при плотности 1,11 г/см³.

Таблица10.2.1

Наименование компонентов	Назначение	Расход, кг/м³

Вода NaCl ДМП-310, 410 KD-40 Полимер «Дуовиз»	основа жидкости освоения для поддержания плотности поверхностно-активное вещество ингибитор коррозии загуститель	1,5 1,0 1,0

Примечание: Проектом учитывается продолжительность первого объекта с бурового станка, т.к. интервалы испытания и продолжительность последующих объектов корректируются Заказчиком по результатам ГИС.

После проведения испытания скважины в колонне Заказчиком принимается решение о ее консерваций до ее организации промысла или ликвидации. При отсутствии признаков нефти или газа производится ликвидация скважины. В этих случаях составляются планы проведения работ в соответствии с действующими инструкциями, которые согласовываются с «Органами Государственного контроля за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью», Инспекцией по охране недр ТУ “Запказнедра” и др. организациями.