Технологические осложнения ремонта скважин в условиях геологической неоднородности и многофакторности на месторождении

После замещения жидкости в НКТ расчетным количеством циклов производят замещение жидкости глушения в затрубном пространстве от устья до забоя. После каждого цикла прекращается закачка, герметизируется устье, скважина оставляется в покое для гравитационного замещения скважинной жидкости жидкостью глушения на расчетное время.Производится разрядка скважины до атмосферного давления.Составляется акт на глушение скважины При отсутствии избыточного давления приступают к ремонту скважины.При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность ЖГ, провести повторное глушение скважины по согласованию с геологической службой УНПА, оформить акт.Произведем расчет параметров глушения скважины № 47, оборудованной насосом УЭЦН:Величина пластового давления — 33,7 МПа.Параметр безопасности — 0,05.Величина глубины спуска насоса — 2750 м.Расстояние от устья до верхних перфорационных отверстий — 3200 м.Значение плотности скважинной жидкости ρж — 865 кг/ м3.Внутренний диаметр НКТ dвн – 0,062 мГлубина спуска НКТ Ннкт – 2740 м.Забой скважины 3420 мПроизведем расчет давления, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:Рн = 865 х 9,8 х (3200 — 2750) = 3814650 Па = 3,81 МПа. Тогда скважинная жидкость для глушения должна обладать следующим уровнем плотности: ρж= (33,7 х (1 + 0,05) - 3,81) / 3200 х 9,8 х 10-6 =1005,7 кг/м³.Время замещения скважинной жидкости жидкостью глушения (время глушения скважины):Т=Н/Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, мН = 3420-2750 = 670 мТ=Н/ = 670/144 = 4,65 часа.Рассчитаем объем жидкости глушения:V = (πdвн*2/4)*Ннкт,где:π – 3,14;dвн – внутренний диаметр НКТ, м;Ннкт – глубина спуска НКТ, м.V = (πdвн*2/4)*Ннкт = (3,14*0,0622/4)*2740 = 8,3 м3.В качестве жидкости глушения выбираем раствор соли NaСl.4.2 Технология глушения скважин, оборудованных ШГН4.2.1 Глушение при отсутствии возможности осуществления прямой промывкуГлушение скважин, в которых отсутствует возможность осуществлять прямую промывку (оборудованных УШГН) производится в следующем порядке:устанавливается манометр на лифтовую колонну и затрубное пространство, замеряется избыточное давление;стравливается газ из НКТ и затрубного пространства, до атмосферного давления;производится герметизация устья и замер избыточного давления в НКТ и затрубном пространстве;производится закачка ЖГ в затрубное пространство при открытой линейной, манифольдной и затрубной задвижке, для заполнения скважины расчетным объемом жидкости глушения от приема насоса до забоя скважины;прекращается закачка, герметизируется устье, скважину оставляют в покое для гравитационного замещения скважинной жидкости жидкостью глушения;производится закачка жидкости глушения в затрубное пространство при открытой линейной, манифольдной и затрубной задвижке, до появления жидкости глушения из НКТ, но не менее объема скважины от устья до приема насоса;при АВПД применяют метод закачки с противодавлением на пласт при этом давление в затрубном пространстве не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны;герметизируется устье скважины, оставляется на 1 час для стабилизации давлений в затрубном и трубном пространстве, снимаются показания манометров, производится разрядка скважины до атмосферного давления.Составляется акт на глушение скважины При отсутствии избыточного давления приступают к ремонту скважины.При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность ЖГ, провести повторное глушение скважины по согласованию с геологической службой УНПА, оформить акт.4.2.2 Глушение скважин оборудованных УШГН при поглощенииПроизводят закачку жидкости глушения в затрубное пространство полным объемом при максимальной производительности насоса.Стравливается газ из трубного и затрубного пространства, до атмосферного давления.Производят срыв насоса из замковой опоры и смыв нефти в НКТ на поглощение, при закрытой затрубной задвижке.Герметизируется устье скважины, оставляется на 1 час для стабилизации давлений в затрубном и трубном пространстве, снимаются показания манометров, производится разрядка скважины до атмосферного давления.Составляется акт на глушение скважины При отсутствии избыточного давления приступают к ремонту скважины.При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность ЖГ, провести повторное глушение скважины по согласованию с геологической службой УНПА, оформить акт.4.2.3 Глушение скважин оборудованных УШГН при поглощении и обрыве штангПроизводится закачка жидкости глушения в затрубное пространство полным объемом при максимальной производительности насоса.Стравливается газ из трубного и затрубного пространства, до атмосферного давления.Производится подъем штанг до обрыва.Производятся ловильные работы универсальным штанговым ловителем.При появлении осложнений связанных с вытеснением жидкости из НКТ при работе с НВ:при успешных ловильных работах производится срыв насоса из замковой опоры;производится смыв нефти в НКТ на поглощение при закрытой затрубной задвижке. При невозможности произвести ловильные работы, производят прокол перфоратором ПНКТ-5 на максимально возможной глубине.Методом многоцикличной закачки производят замещение жидкости в НКТ (количество циклов зависит от глубины прокола) и приступают к подъему замковой опоры.Составляется акт на глушение скважины.При отсутствии избыточного давления приступают к ремонту скважины.При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность ЖГ, провести повторное глушение скважины по согласованию с геологической службой УНПА, оформить акт.Произведем расчет параметров глушения скважины № 65, оборудованной насосом УШГН:Величина пластового давления — 29,9 МПа.Параметр безопасности — 0,05.Величина глубины спуска насоса — 2370 м.Расстояние от устья до верхних перфорационных отверстий — 2565 м.Значение плотности скважинной жидкости ρж — 865 кг/ м3.Внутренний диаметр НКТ dвн – 0,062 мГлубина спуска НКТ Ннкт – 2370 м.Забой скважины 2960 мПроизведем расчет давления, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:Рн = 865 х 9,8 х (2565 — 2370) = 1653015 Па = 1,65 МПа. Тогда скважинная жидкость для глушения должна обладать следующим уровнем плотности: ρж= (29,9 х (1 + 0,05) –1,65) / 2565 х 9,8 х 10-6 =1181,9 кг/м³.Время замещения скважинной жидкости жидкостью глушения (время глушения скважины):Т=Н/Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, мН = 2960-2370 = 590 мТ=Н/ = 590/144 = 4,10 часа.Рассчитаем объем жидкости глушения:V = (πdвн*2/4)*Ннкт,где:π – 3,14;dвн – внутренний диаметр НКТ, м;Ннкт – глубина спуска НКТ, м.V = (πdвн*2/4)*Ннкт = (3,14*0,0622/4)*2370 = 7,2 м3.В качестве жидкости глушения выбираем раствор соли CaСl2.4.3 Технология глушения фонтанных скважинОстановку и разрядку фонтанной скважины, осуществляет УНПА до начала проведения ремонтных работ.Разрядку фонтанной скважины необходимо проводить до атмосферного давления, либо до избыточного давления, позволяющего произвести глушение скважины солевым раствором удельного веса, имеющегося в наличии на растворном узле.Глушение скважины осуществляется после переезда бригады ТКРС.Устанавливаются манометры на НКТ и затрубное пространство, замеряется избыточное давление.Производится стравливание давления из трубного и затрубного пространства (до выхода скважинной жидкости).Производится замер избыточного давления в трубном и затрубном пространстве.Производится расстановка бригадного оборудования и специальной техники Соединяется нагнетательный трубопровод насосного агрегата с трубным пространством скважины.При наличии пакера и циркуляционного клапана, производится:открытие циркуляционного клапана;смыв нефти в НКТ;производится срыв пакера;производится глушение скважины в затрубное пространство.При отсутствии циркуляционного клапана:ЖГ прокачивается на поглощение в объеме НКТ;производится срыв пакера;скважина глушится на циркуляцию по затрубному пространству, до выхода ЖГ.Прекращается закачка, закрывается скважина, составляется акт на глушение скважины.Производится стравливание давления из трубного и затрубного пространства до атмосферного давления.При отсутствии избыточного давления приступают к подъёму пакера.При наличии избыточного давления: замерить избыточное давление и пересчитать плотность ЖГ, провести повторное глушение скважины по согласованию с геологической службой УНПА, оформить акт.Произведем расчет параметров глушенияфонтанной скважины № 24:Величина пластового давления — 34,8 МПа.Параметр безопасности — 0,05.Расстояние от устья до верхних перфорационных отверстий — 3370 м.Значение плотности скважинной жидкости ρж — 840 кг/ м3.Внутренний диаметр НКТ dвн – 0,062 мЗабой скважины 3430 мГлубина спуска НКТ Ннкт – 3320 м.Произведем расчет давления, которое создается на забоескважины, оно равно:Рн = 840 х 9,8 х 3430 = 28235760 Па = 28,23 МПа. Тогда скважинная жидкость для глушения должна обладать следующим уровнем плотности: ρж= (34,8 х (1 + 0,05) –28,23) / 3430 х 9,8 х 10-6 =2423,7 кг/м³.Время замещения скважинной жидкости жидкостью глушения (время глушения скважины):Т=L/L - расстояние до забоя скважины, мТ= 3430/144 = 23,8 часа.Рассчитаем объем жидкости глушения:V = (πdвн*2/4)*Ннкт,где:π – 3,14;dвн – внутренний диаметр НКТ, м;Ннкт – глубина спуска НКТ, м.V = (πdвн*2/4)*Ннкт = (3,14*0,0622/4)*3320 = 10,0 м3.В качестве жидкости глушения выбираем раствор соли СаBr2/ZnBr2.5. Технико-экономическое обоснование методов увеличения нефтеотдачи на ОСОВЕЙСКОМ месторождении Не всегда глушение скважины проводится для последующих ремонтных работ, КРС или ПРС скважины. Одной из основных функций глушения скважины – проведение дальнейших работ по увеличению нефтеотдачи пласта. После того, как скважина заглушена, в нее производится закачка составов для увеличения нефтеотдачи. В условиях Осовейского месторождения такими составами являются гелеобразные составы на основеполиакриламида и суспензии древесной муки. Объемы проведения работ по закачке гелеобразных составов приводятся в таблице 5.1.Таблица 5.1 - Объемы проведения МУНГодМУНОбработки скважин, штОбъем закачки гелеобразующих составов, м3Добыча нефти, тыс.т.проектфакт2011525001800201020127280023002530201363200330034702014537004200441020156410050005240201664600620062802017752006100617020188580057005820201966400560058102020472005400553020215880051005190ВСЕГО65543005070052460Согласно таблицы 5.1 рассчитаем экономическую эффективность от применения методов МУН.Примем стоимость 1 тонны нефти равной 25000 рублей и она не будет меняться в течение расчетного периода. Тогда за период с 2011 по 2021 год прибыль от реализации нефти будет равна:,где С – прибыль от реализации нефти, рублей;S – стоимость одной тонны нефти, рублей;Q – добыча нефти за расчетный период, т.Тогда Стоимость одного м3 гелеобразного состава составляет 18000 рублей.Тогда для проведения МУН в расчетный период мы израсходуем:где V – стоимость закачанных гелевых реагетнтов, рублей;m – стоимость одной тонны гелевого компонента, рублей;q – количество закачанного гелевого реагента, тонныОтсюда Таким образом, чистая прибыль от реализации системы закачки гелеобразных реагентов для увеличения нефтеотдачи составит:1311,5 млрд. руб – 0,98 млрд. руб – 1310,5 млрд. рублей.Т.е. данный метод увеличения нефти отдачи экономически эффективен.6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТАПри работе с химическими реагентами подрядные (сервисные) организации, осуществляющие сервисное обслуживание РСУ, должны отвечать требованиям безопасности, описанным в ТУ и требованиям Положения Компании «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья Компании» № П1-01.05 Р-0339.К работе по приготовлению ЖГ с использованием химических реагентов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительное и периодическое медицинское освидетельствование, обязательное психиатрическое освидетельствование и не имеющие противопоказаний по состоянию здоровья, имеющие соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие вводный инструктаж, первичный инструктаж на рабочем месте, первичный противопожарный инструктаж на рабочем месте и проверку знаний в области промышленной безопасности, знающие требования настоящих Методических указаний и прошедшие в установленном в ОГ порядке стажировку на рабочем месте, имеющие удостоверение по проверке знаний, обученные правилам пользования средствами индивидуальной защиты, способам оказания первой помощи, а также имеющие 2-ю квалификационную группу допуска по электробезопасности.Работы по приготовлению должны проводиться в строгом соответствии с настоящими Методическими указаниями.Технологическое оборудование, используемое для приготовления и перекачки рабочих агентов, должно быть исправным. Не допускается использование не исправного технологического оборудования.Перед началом работ необходимо проверить:состояние и исправность работающего и резервного оборудования, насосов, запорной арматуры, КИПиА, заземления;чистоту рабочего места, производственных и бытовых помещений, территории;наличие инструмента и вспомогательного инвентаря;исправность действия вентиляционных установок (при наличии);наличие и состояние средств пожаротушения, средств индивидуальной защиты, медицинские аптечки, необходимого запаса чистой пресной воды, нейтрализующих компонентов для раствора (мел, известь, хлорамин и др.).Приступая к работе по приготовлению ЖГ, ответственный работник эксплуатирующей организация должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, респиратор, прорезиненный фартук, противогаз).Не допускать резкой разгрузки сухих химических реагентов или солей (особенно мелкодисперсных), приводящей к рассыпанию с образованием облака пыли.При производстве работ необходимо следить за герметичностью задвижек, фланцевых и других соединений. Все неплотности после снижения давления до атмосферного должны немедленно устраняться.Требования безопасности при работе с химическими реагентамиВсе химические реагенты, применяемые при приготовлении ЖГ, должны иметь разрешение на применения в нефтяной промышленности.При работе с химическими реагентами необходимо соблюдать требования, изложенные в «Технических условиях», паспорте безопасности или MSDS (импортные химические реагенты) по каждому химическому реагенту и соответствующих инструкциях по мерам безопасности.Охрана недр и окружающей средыВсе работы с применением солей и химических реагентов должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ:Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».Федеральный закон от 24.06.1998 № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления».Соли хранят в крытых вентилируемых складских помещениях, исключающих попадание влаги. На открытых площадках допускается хранение солей, упакованных в специализированных мягких контейнерах или мешках. Площадка, где укладываются пакеты и мягкие контейнеры, должна быть очищена от выступающих и острых предметов. При разрыве тары и рассыпании соли при разгрузке на объектах хранения рассыпанную соль необходимо собрать и утилизировать в специально-отведенных местах, предусмотренных для таких целей в ОГ. Жидкие химические реагенты в бочках или цистернах хранят в специализированных складских помещениях.Необходимо обеспечить герметичность системы по перекачке солевых растворов и химических композиций. При аварийных разливах химические реагенты следует немедленно собрать в приямке и на месте нейтрализовать.Отложения и остатки солевых растворов и химических реагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций, должны утилизироваться в специально отведенных местах.Запрещается складирование нерастворимых остатков в неотведенных местах. В случае загрязнения окружающей среды, работники подрядной (сервисной) организации должны немедленно известить об этом мастера РСУ.После анализа сложившейся обстановки, инженерно-технические работники РСУ должны принять оперативные меры по устранению последствий загрязнения.При транспортировке солевых растворов необходимо использовать автотранспорт с герметичными емкостями, шланговыми соединениями и уплотнителями. При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива химических реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в специально отведенные места для захоронения, предусмотренных в ОГ для этих целей.Сбор, утилизация и транспортировка использованных мешков для упаковки сыпучих солей должны осуществляться по ГОСТ 17811. Бочко-тара от жидких химических реагентов должна быть промыта водой, пропарена и утилизирована по ГОСТ 17366 и ГОСТ Р 33756.При обработках скважин в водоохранных зонах естественных водоемов должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций.По окончанию обработки скважины необходимо очистить от загрязнения нефтью и химическими реагентами (образовавшегося в процессе проведения работ) фонтанную арматуру скважины, территорию кустовой площадки и территорию, прилегающую к кустовой площадке.ЗАКЛЮЧЕНИЕОсовейское месторождениепо сложности геологического строения относится к сложным, по величине запасов нефти – к категории крупных.Промышленная нефтегазоносность месторождения приурочена к карбонатными отложениям нижнего девона и верхнего силура. Основные запасы связаны с пластами D1-А, D1-I и D1-II лохковского нижнего девона.Начальные извлекаемые запасы нефти оцениваются 38650 тыс.т. по категории С1 и 43819 тыс.т по категории С2, в т.ч. в пределах конкурсного участка, соответственно, 38592 и 26972 тыс.т.В разрезе месторождения выделено два эксплуатационных объекта: залежи нефти в карбонатных пластах D1-А, D1-I и D1-II и залежи нефти в карбонатах пржидольского яруса верхнего силура. В работе рассмотрен процесс соляно-кислотной обработки скважин и закачки гелеобразных растворов как основных методов увеличения дебита нефти. Приведены результаты по скважинам Осовейского месторождения, по которым сделан вывод об увеличении дебита нефти скважин в результате проведения СКО и закачек гелеобразного состава. Рассчитан экономический эффект от закачки гелеобразных растворов в скважины.БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК1. Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа [Текст]: учеб. для вузов / Ф.С. Абдуллин. - М.: Недра, 1990 - 427 с.2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин [Текст]: учеб. для вузов / Ю.В. Вадецкий. - М.: Недра, 1985 – 392 с.3. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]: учеб. для вузов / В.М. Муравьев. - М.: Недра, 1978 – 376 с.4. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]: учеб. для вузов / Н.А. Сидоров. - М.: Недра, 1982 – 324 с.5. Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды».6. Федеральный закон от 24.06.1998 № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления».7. Федеральный закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».8. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101.9. ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий.10. ГОСТ 2.114-2016 Единая система конструкторской документации. Технические условия.11. ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.12. ГОСТ 450-77 Кальций хлористый технический. Технические условия.13. ГОСТ 828-77 Натрий азотнокислый технический. Технические условия.14. ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия.15. ГОСТ 1770-74 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия.16. ГОСТ 17811-78 Мешки полиэтиленовые для химической продукции. Технические условия.17. ГОСТ 17366-80 Бочки стальные сварные толстостенные для химических продуктов. Технические условия.18. ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.19. ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания. 20. ГОСТ 4568-95 Калий хлористый. Технические условия.21. ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры.22. ГОСТ 30333-2007 Паспорт безопасности химической продукции. Общие требования.23. ГОСТ Р 33756-2016 Упаковка потребительская полимерная. Общие технические условия.24. ГОСТ Р 52247-2004 Нефть. Методы определения хлорорганических соединений.25. ГОСТ Р 53228-2008 Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания.26. ПОТ Р М-004-97 Межотраслевые правила по охране труда при использовании химических веществ.27. РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах.28. Стандарт Компании «Требования в области промышленной и пожарной безопасности, охраны труда и окружающей среды к организациям, привлекаемым к работам и оказанию услуг на объектах Компании и арендующим имущество Компании» № П4-05 СД-021.01 версия 1.01, утвержденный приказом ОАО «НК «Роснефть» от 18.02.2008 № 66.29. Положение Компании «Применение химических реагентов на объектах добычи углеводородного сырья Компании» № П1-01.05 Р-0339, утвержденное приказом ПАО «НК «Роснефть» от 16.02.2017 № 73.30. Методические указания Компании «Порядок выполнения компонентного анализа пластовых вод» № П4-04 М-0075 версия 1.00, утверждённые приказом ОАО «НК «Роснефть» от 06.03.2013 № 111.31. Методических указаний Компании «Методика измерений массовой концентрации взвешенных частиц в пробах вод пластовых (попутно добываемых), нефтепромысловых сточных, для заводнения нефтяных пластов гравиметрическим методом» № П4-04 М-0073 версия 1.00, утверждённые приказом ОАО «НК «Роснефть» от 24.11.2011 № 632.32. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждённые приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 №101. 33. РД 153-39-023-97 «Правила ведения ремонтных работ в скважинах», утверждено Минтопэнерго РФ 18.08.1997 года.34. ISO 9001:2008 Quality management systems- Requirements = Системыменеджментакачества. Требования. 35. ISO 18001:2007 Occupationalhealthandsafetymanagementsystems – Requirements = Системыменеджментавобластипрофессиональнойбезопасностииохранытруда – Требования.36. ISO 14001:2004 Environmentalmanagementsystems —Requirementswithguidanceforuse = Системыэкологическогоменеджмента. Требования и руководство по применению.37. ИСО/ТУ 29001:2010 Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленность. Отраслевые системы менеджмента. Требования к организациям, поставляющим продукцию и предоставляющие услуги.38. Методические указания Компании «Приготовление и применение ремонтно-технологических жидкостей» П2-05.01 М-0027, введенные в действие приказом ОАО «РН-Северная нефть» № 0056 от 22.01.2015 года.39. Положение АО «РН- Северная нефть» «Порядок взаимоотношений при ведении работ по текущему и капитальному ремонту скважин» №: П2-05.01 Р-0208 ЮЛ-415, утвержденное и введенное в действие приказом АО «РН- Северная нефть» № 0957 от 29.07.2015 года.40. Положение АО «РН- Северная нефть» «Порядок организации безопасного производства одновременных работ на кустовых площадках скважин, эксплуатируемых Обществом» № П3-05 Р-0354 ЮЛ-415. версия 2.00, утвержденное и введенное АО «РН- Северная нефть» № 0990 от 03.08.2015 года.ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ФОРМА АКТА НА ГЛУШЕНИЕАКТ на глушениеот _____________________________________________ г.скважина ________________ куст ___________________Подготовленность скважины и куста.1.1 Состояние кустовой площадки ___________________________________________________________1.2. Состояние фонтанной арматуры, нефтесборного коллектора, ГЗУ______________________________1.3. Проход в коллекторе до ГЗУ _____________________________________________________________Выполнение глушения.2.1. Глушение произведено в ______________________________________ (НКТ, затрубное пространство) Сливной клапан открыт __________________________(да, нет) Причина глушения в затрубное пространство________________________________________________2.2. Количество циклов _________________________1-й цикл: вид глушения _______________________ начало _____________ окончание_____________ жидкость глушения: состав _________________ уд.вес __________г/см3 обьем ________________ м3 объем жидкости на заполнение скважины _______________ м3 давление закачки: Р нач. ____________ атм Р кон. __________________ атм наличие циркуляции: в межтрубном пр-ве ____________ в межколонном пр-ве __________________ состав жидкости в конце глушения: ____________________________ (р-р, эмульсия, нефть) появление на выходе жидкости глушения: время появления ______________ на каком кубе _______________ время замещения __________ час 2-й цикл: вид глушения _________________ начало _________________ окончание_______________ жидкость глушения: состав _________________ уд.вес __________г/см3 обьем ________________ м3 объем жидкости на заполнение скважины _______________ м3 давление закачки: Р нач. ____________ атм Р кон. __________________ атм наличие циркуляции: в межтрубном пр-ве ____________ в межколонном пр-ве __________________ состав жидкости в конце глушения: ____________________________ (р-р, эмульсия, нефть) появление на выходе жидкости глушения: время появления ______________ на каком кубе _____________ время замещения ____________ час 3-й цикл: вид глушения _________________ начало ___________________ окончание____________ жидкость глушения: состав _______________ уд.вес __________г/см3 обьем __________________ м3 объем жидкости на заполнение скважины _______________ м3 давление закачки: Р нач. ____________ атм Р кон. __________________ атм наличие циркуляции: в межтрубном пр-ве ____________ в межколонном пр-ве __________________ состав жидкости в конце глушения: ____________________________ (р-р, эмульсия, нефть) появление на выходе жидкости глушения: время появления ______________ на каком кубе ______________ время замещения ___________ часНеобходимо определить:Приёмистость скважины перед глушением (при хорошей приёмистости пласта глушение производить в один цикл);Приёмистость после глушения при Р = 100 атм. (для выбора инструмента при нормализации забоя);Исправность задвижек (для замены в процессе ремонта скважины).При поглощении скважины, указать объем прокачивания: в НКТ _______м3 в затр. ________________ м3Коллектор до ГЗУ прокачан ____ (да/нет) раствором (нефтью) уд.вес _______г/см3 в объеме ________ м3Замечания по технологии глушения:_________________________________________________________________________________Мастер ЦТКРС ___________________________________________________________________ф.и.о. подписьОператор ЦТКРС _________________________________________________________________ ф.и.о. подписьМашинист ЦА-320 ________________________________________________________________ ф.и.о. подписьПРИЛОЖЕНИЕ 2. ФОРМА АКТ НА ПОВТОРНОЕ ГЛУШЕНИЕУтверждаю Заместитель директора УНП «_____________»по геологии_________________________«____»_____________20___г.АКТ на повторное глушениеот _____________________________________________ г.скважина ________________ куст ___________________Замер избыточного давления.Состав жидкости при разрядке скважины:___________________(р-р, эмульсия, нефть, газ).Р изб. ____________ атм., время замера __________________ мин.Выполнение повторного глушения. Причина повторного глушения ______________________________________________________Повторное глушение произведено в_____________ (НКТ, затрубное пространство)Количество циклов _________________________1-й цикл: вид глушения ________________ начало _______________ окончание_____________жидкость глушения: состав ___________ уд.вес __________г/см3 обьем __________________ м3объем жидкости на заполнение скважины _______________ м3давление закачки: Р нач. ____________ атм Р кон. __________________ атмналичие циркуляции: в межтрубном пр-ве ________ в межколонном пр-ве __________________состав жидкости в конце глушения: ____________________________ (р-р, эмульсия, нефть)появление на выходе жидкости глушения:время появления ______________ на каком кубе _________ время замещения ____________ час2-й цикл: вид глушения ______________________ начало _________________ окончание_______________жидкость глушения: состав _____________ уд.вес ________г/см3 обьем __________________ м3объем жидкости на заполнение скважины _______________ м3давление закачки: Р нач. ____________ атм Р кон. __________________ атмналичие циркуляции: в межтрубном пр-ве _______ в межколонном пр-ве ___________________состав жидкости в конце глушения: ____________________________ (р-р, эмульсия, нефть)появление на выходе жидкости глушения:время появления ___________ на каком кубе ____________ время замещения ____________ часПри поглощении скважины, указать объем прокачивания: в НКТ _____м3 в затр. ____ м3Коллектор до ГЗУ прокачан _____ (да/нет) раствором (нефтью) уд.вес ______г/см3, в объеме _________ м3Замечания по технологии глушения:__________________________________________________________________________________________________________________________________Геолог УНП «_____________» _______________________________________________________ф.и.о. подписьдатаГлавный специалист – старший супервайзер по ТКРС______________________________________________________________ ф.и.о. подписьдатаМастер (технолог) ЦТКРС___________________________________________________________________________ ф.и.о. подписьдатаСписок рисунковРисунок 1.1 – Схема расположения Осовейского месторожденияРисунок 1.2 Карты начальных нефтенасыщенных толщинРис. 2.1 - Профиль по скважинам 46,47,48,65, 1Рис. 2.2. Схематичное распределение коллекторов различного типа в разрезеРисунок 2.3 - Динамика годовой добычи нефтиРисунок 3.1. - Схема расстановки оборудования при глушении скважинРисунок 3.2. - Схема расстановки специальной техники при глушении скважины