Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения icon

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения



НазваниеМетодические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения
страница1/3
Дата конвертации04.01.2013
Размер387.48 Kb.
ТипМетодические рекомендации
источник
  1   2   3




Согласованы

приказом Комитета

по государственному контролю за

чрезвычайными ситуациями и

промышленной безопасностью

Республики Казахстан

от «9» июля 2012 года

№ 37


Методические рекомендации

по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов


1. Область применения


1. Настоящие Методические рекомендации распространяются на испытания скважин испытателями пластов на трубах и кабеле (далее-пластоиспытателями), при проведении нефтяных операций.


^ 2. Общие положения


2. Испытание скважин пластоиспытателями (далее - испытания) относятся к исследованиям по комплексному изучению вскрываемого стратиграфического разреза при проведении нефтяных операций.

3. Испытание скважин проводится с учетом геолого-технических условий и характеристики объекта, для выполнения следующих исследований:

определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;

определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;

изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;

оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;

оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;

определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.

4. При испытании трубным испытателем пластов проводится регулирование и отбор пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.

Отработка пласта на разных режимах производится с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

Режим испытания указывается в плане организации работ и корректируются по фактическим геолого-техническим условиям.

5. При испытаниях в плане организации работ указываются:

депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);

продолжительность отбора флюида из пласта;

продолжительность закрытия скважины для регитрации восстановления давления;

количество циклов «приток-восстановление давления»;

соотношение между дебитом и депрессией на пласт;

соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.

6. В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:

начальное пластовое давление;

коэффициент продуктивности h, определяемый по формуле:


h, (1)


где Q – дебит флюида;

- средняя депрессия, действующая на пласт;

коэффициент гидропроводности пласта определяемый по формуле

hэф.раб. (2)

где - проницаемость пласта;

- динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;

hэф.рабэффективная работающая толщина пласта;

- коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);

- радиус исследования пласта;

- коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.

7. Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:

испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;

испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;

эжекторные многофункциональные испытатели пластов.

8. При исследованиях с применением испытателя пластов на трубах (далее – ИПТ) в открытом стволе регистрируют на диаграмме изменение давления на забое, в процессе притока и восстановления давления.

Технология обеспечивает получение данных о скин-факторе и свойствах прискважинной зоны пласта, в зависимости от проницаемости породы.

9. Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного давления.

10. Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле (далее – ИПК) проводятся для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных пластов с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.


^ 3. Организация работ


11. На основании проекта строительства скважин или по решению руководителя организации и геологической службы, согласно приложению 1 к настоящим Методическим рекомендациям представители производителя работ и недропользователя составляют план организации работ по испытанию в согласно приложению 2 к настоящим Методическим рекомендациям, при участии руководителя и исполнителя работ по бурению и испытанию скважины, аварийно-спасательной противофонтанной службы и утверждают руководители технической и геологической службы недропользователя.

Действия персонала в опасной ситуации, при газонефтеводопроявлении указываются в Плане ликвидации аварий (ПЛА), который находится на объекте и руководства изготовителя по эксплуатации пластоиспытателя.

Перед началом работ по подготовке скважины, оборудования и процесса испытания руководитель работ проводит инструктаж исполнителей под роспись, с регистрацией в журнале.

На период испытания назначаются наблюдатели аварийно-спасательной службы.

Весь персонал обеспечивается основными и резервными средствами индивидуальной защиты, газометрического контроля, сигнализации и оповещения в опасной ситуации, при возникновении которой руководитель вводит в действие ПЛА, принимает решение о безопасной остановке работ, герметизации устья, удаление персонала в безопасную зону, передаче сообщения по системе оповещения.

В процессе испытания осуществляется контрольный допуск и учет местонахождения работников на территории объекта.

Передвижение транспортных средств на период испытания не допускается.

Пожарные средства находятся в постоянной готовности на рабочих местах.

Для оказания медицинской помощи непосредственно в рабочей зоне находятся обученные работники обеспеченные медикаментами.

Все работники обучаются системе визуальной и звуковой сигнализации.

В опасной зоне работы проводятся исполнителями, под постоянным контроля наблюдающих, имеющих средства защиты и спасения.

На период испытания не допускается проведение газоопасных, пожароопасных и электротехнических работ на территории объекта, в охранной и санитарной-защитной зоне, на граничах размещяются наблюдатели имеющие средства защиты, связи, контроля загазованности, контролируют доступ людей на объект испытания.

При обнаружении нарушений немедленно оповещается руководитель работ и принимаются меры по устранению опасности.

12. Руководитель и исполнители работ назначаются и указываются в плане организации работ в соответствии с действующей структурой управления строительства скважины и проведением нефтяных операций, руководитель осуществляет организацию работ и производственный контроль за проведением испытания и обеспечение безопасности на объекте.

13. Руководитель буровой бригады обеспечивает безопасное выполнение работ указанных в плане организации работ:

подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;

обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;

контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном и трубном пространстве в процессе испытания;

выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пласто-испытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка);

соблюдение требований по промышленной, противофонтанной, пожарной безопасности, охране труда и окружающей среды;

режим допуска и учет персонала на объекте.

14. Руководитель работ по испытанию обеспечивает:

выполнение плана организации работ и требований промышленной безопасности;

проверку и исправность технических средств для испытания перед спуском в скважину;

соответствия оборудования устья утвержденной и согласованной схеме;

производственный и технологический контроль в процессе испытания и отбор проб пластового флюида;

безопасное извлечение компоновки после завершения испытания.

15. Перед проведением работ по испытанию скважины недропользователь проводит геофизические исследования и все необходимые измерения геометрических параметров ствола скважины в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

16. Готовность буровой установки и скважины к испытанию оформляют актом, согласно приложению 3 к настоящим Методическим рекомендациям за подписями бурового мастера (мастера по капитальному ремонту) и геолога.

Акт готовности скважины к проведению испытания пласта передают представителю производителя работ перед началом работ на скважине.

Производитель работ убеждается в надлежащей подготовке скважины к испытанию и в случае выполнения всех оговоренных требований подписывает акт и приступает к работе.

17. Испытание скважины не допускается в случае:

неисправности бурового подъемного оборудования, инструмента;

отсутствия противовыбросового устройства или его неисправности;

самопроизвольного притока из скважины с угрозой аварийного фонтанирования (о степени опасности решение принимает руководитель работ – представитель недропользователя);

неполного состава вахты или использования учеников (стажеров) в качестве вахтовых рабочих;

отсутствия документации, необходимой для проведения работ;

отсутствия представителя недропользователя, указанного в плане организаций работ по испытанию скважины.

18. Перед началом работ по испытанию скважины проводят инструктаж вахты с повторением его для каждой вновь заступающей вахты.

19. По результатом испытания (независимо от полученной при этом информации) начальник партии по испытанию составляет акт о проведенных работах на скважине, который подписывают буровой мастер (мастер по капитальному ремонту) и представитель недропользователя, согласно приложению 4 к настоящим Методическим рекомендациям. В акте дается предварительное заключение о результатах испытания.

20. Окончательное заключение по материалам испытания производитель работ выдает недропользователю в трехдневный срок после окончания работ на скважине, согласно приложению 5 к настоящим Методическим рекомендациям.

21. Документация по испытанию скважин передается недропользователем в банк данных для дальнейшего использования при геологическом изучении недр, при региональных геолого-геофизических исследованиях и разработке нефтегазоконденсатных месторождений.


^ 4. Выбор объекта испытания


22. Выбор объекта испытания осуществляет геологическая служба недропользователя на основании всей информации по данному региону, рекомендаций по результатам проведения промыслово-геофизических работ в открытом стволе скважины.

23. К испытанию в процессе бурения рекомендуются горизонты, которые оцениваются как продуктивные или возможно продуктивные, по:

нефтегазопроявлениям, наблюдаемым у устья скважины при циркуляции бурового раствора;

насыщению нефтью образцов разбуриваемых пород (керна или шлама);

содержанию углеводородных газов в буровом растворе (газокаротаж);

результатам люминесцентного битуминологического анализа промывочной жидкости или шлама.

К испытанию в процессе бурения рекомендуются не только нефтегазонасыщенные пласты, но и водоносные объекты для оценки возможности использования пластовых вод при заводнении нефтяных залежей.

24. Пласты с различным характером насыщения (газ, нефть, вода), обнаруженные во вскрытом интервале, испытываются с селективным разобщением каждого пласта.

25. В скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, объектами исследования с использованием спускаемых на трубах испытателей пластов являются перфорированные интервалы. В них работы проводят со следующими целями:

освоения объектов;

интенсификации добычи нефти посредством депрессионного и гидроимпульсного воздействия на пласт;

оценки качества цементирования скважины;

проведения длительных отборов пластового флюида путем пуска скважины в кратковременную эксплуатацию.


^ 5. Подготовка ствола скважины и наземного оборудования к применению испытателей пластов на трубах


26. Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины прорабатывается со скоростью не более 25 м/ч до забоя долотом номинального диаметра и промывается в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и предотвращения возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.

27. Характеристики бурового раствора соответствуют указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивают безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3-4 ч).

28. На буровой необходимо иметь запас раствора соответствующей плотности в объеме не менее двух объемов скважины, без учета объема раствора, находящегося в заполненной до устья скважине. Запас материалов и химических реагентов для регулирования плотности, водоотдачи, статического напряжения сдвига и вязкости раствора соответствует плану работ на испытание.

29. Буровое подъемное оборудование имеет достаточную приводную мощность для выполнения всех технологических операций: спуска, подъема, вращения и возвратно-поступательного движения инструмента в скважине.

30. Обвязка буровых насосов обеспечивает перекачку бурового раствора из запасных емкостей в доливную емкость для заполнения труб и затрубного пространства скважины. Циркуляционная система позволяет выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гидроциклоны.

31. Колонна бурильных труб рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом ^ К = 1,3 для стальных труб и К = 1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д 16Т).

32. Перед спуском ИПТ проверяется и обеспечивается исправность спускоподъемного оборудования (вышки, талевой системы, лебедки, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие регламентированного объема раствора и химических реагентов.

Проверяются на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при спускоподъемных операциях герметичность бурильных труб и насосно-компрессорные трубы (далее – НКТ).

33. Буровая скважина имеет подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам лаборатории по испытанию пластов и транспорта по доставке ИПТ. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним освобождены от посторонних предметов, очищены от бурового раствора, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков имеют пребристую поверхность или поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.

34. Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов.

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (плашечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.

35. Устьевое оборудование обеспечивает:

быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном в скважину бурильном инструменте и без него;

разрядку скважины при повышении давления путем стравливания флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах;

замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами,

контроль давления в скважине при закрытых превенторах;

отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние от устья скважины;

движение инструмента в скважине при герметизированном устье.

36. Схема обвязки устья скважины и тип превентора соответствуют требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде на строительство скважины.

Выкидные трубопроводы от превенторов направляют по прямой линии в противоположные стороны, оборудуют резервной и рабочей задвижками высокого давления, а между ними устанавливают манометр с предельным давлением на 50 % выше ожидаемого.

37. Специальное устьевое оборудование – устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка – свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью гибких шарниров-угольников соединяется быстросъемными гайками с металлическим манифольдом, который жестко закрепляется опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта.

Диаметр выкидной линии (манифольда) соответствует диаметру ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.

38. Дополнительный трубопровод от крестовины выводят из-под пола буровой установки и заканчивают быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважэинах не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин – не менее 100 м.

39. В начале спуска ИПТ в скважину устьевую головку с манифольдом опрессовывают с помощью цементировочного агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. После опрессовки гибкого манифольда задвижки на боковых отводах провентора закрываются, открывают кран на устьевой головке и на блоке задвижек для контроля притока жидкости из пласта по выходу из шланга, опущенного под уровень воды в емкость.


^ 6. Выбор и подготовка испытательного оборудования


40. Комплексы ИПТ и их компоновки подбирают в зависимости от следующих факторов:

условий и режимных задач, указанных в плане работ;

диаметра и глубины скважины;

испытаний в открытом стволе или обсадной колонне;

опоры на забой или упора на стенки скважины;

испытания с одним пакером или с селективным разобщением, в одноцикловом или многоцикловом режиме вызова притока флюида.

В полную компоновку комплекса ИПТ «снизу-вверх» входят:

опорный башмак или якорь;

толстостенный патрубок с манометром и уравнительным устройством;

нижний пакер;

фильтр;

патрубок с манометром;

верхний пакер;

безопасный замок;

пробоотборник;

гидравлический ясс;

испытатель пластов;

запорный клапан;

компенсатор;

циркуляционный клапан или сливной клапан;

бурильные (насосно-компрессорные) трубы;

устьевая головка.

Конструктивные особенности комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуатации.

41. Подготовку комплексов ИПТ проводят на базе производственного обслуживания производителя работ с соблюдением требований, изложенных в технических описаниях и руководствах по эксплуатации ИПТ.

42. Компоновка ИПТ включает циркуляционный клапан, обеспечивающий восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины.

Компоновка ИПТ имеет составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).

43. Скважинные манометры готовят к работе согласно руководству по эксплуатации приборов. Количество глубинных манометров и места их установки в компоновке ИПТ выбирают согласно принятой технологической схеме испытания объектов.


^ 7. Проведение технологической операции по испытанию скважины испытателями пластов на трубах


44. Технологическую операцию по испытанию скважины проводят с соответствии планом организации работ. Продолжительность испытания в открытом стволе планируется с учетом времени безопасного пребывания испытательного инструмента на забое скважины.

Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые отборы пластового флюида из пласта и закрытия скважины для регистрации восстановления пластового давления.

45. Режимы испытания устанавливает геологическая служба недропользователя, согласовывает с производителем работ и фиксирует в плане организации работ по испытанию.

В зависимости от фактического проявления пласта в ходе испытания (интенсивный приток или отсутствие видимого проявления пласта) руководителю работ по испытанию по испытанию допускается изменять время открытых и закрытых периодов по согласованию с представителем недропользователя, присутствующим на скважине.

Общая продолжительность открытых периодов исследования обеспечивает получение пластового флюида в объеме, достаточном для однозначной оценки насыщенности коллектора, регистрации качественных кривых притока и восстановление давления.

46. При испытании слабопроницаемых пластов с целью точного учета подтоков скважинной жидкости в трубы из-за частичной негерметичности бурильных или насосно-компрессорных труб и оценки состава пластовой жидкости необходимо применять до и после вызова притока прибор типа гамма-плотномера.

Во время всего испытания необходимо непрерывно контролировать уровень жидкости в затрубном пространстве.

47. При активном проявлении пласта допускается кратковременный перелив буферной жидкости через устьевую обвязку для последующей оценки возможностей пласта.

  1   2   3



Похожие:

Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconТребования промышленной безопасности при подземном ремонте нефтяных и газовых скважин Глава Общие требования
Настоящие Требования распространяются на подземный ремонт нефтяных и газовых скважин (далее прс) (поисковых, разведочных, эксплуатационных,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по бурению скважин с использованием известково-битумных растворов; 2 Методические рекомендации по цементированию скважин
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по эксплуатации буровых насосов и их обвязок; 4 Методические рекомендации по освоению скважин азотом
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по проводке скважин с регулированием давления в систему «скважина пласт»; 4 Методические рекомендации по контролю воздушной среды
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconЗаявка на испытание скважины испытателями пластов
Забой м, искусственный забой м
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по визуальному и измерительному контролю свариваемых металлов и их соединений Глава Область применения
Ельного контроля основного металла и сварных соединений (наплавок) при изготовлении, строительстве, монтаже, ремонте, реконструкции,...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по ревизии, наладке и испытанию шахтных подъемных установок с асинхронным двигателем
В соответствии с приказом Министра по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан «О порядке утверждения нормативных актов и согласования...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по составлению контента
Методические рекомендации составлены творческой группой под руководством Томпиевой М. И., ст преподавателя кафедры огнпо ипк пгс...
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации г. Астана, 2010
Непрерывное профессиональное развитие медицинских работников. – Методические рекомендации. – Астана. – 2010. 31с
Методические рекомендации по испытанию нефтяных и газовых скважин испытателями пластов Область применения iconМетодические рекомендации по стилоскопированию деталей и сварных швов энергетических установок Общие положения
Настоящие методические рекомендации (далее – мр) распространяются на контроль металлов, полуфабрикатов, деталей, сборочных единиц...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©kzgov.docdat.com 2000-2014
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы