Строительство куста эксплуатационных скважин на сеноманские отложения на Заполярном ГКМ, страница 38

Допустимая плотность перфорации для ПР-54 – 20 отв./м, а за один спуск – 10 отв./м при максимальном интервале перфорации 25-40 м.

Интервалы испытания, уточненные по данным ГИС, отбора керна и результатам исследований станции ГТК следующие:

Табл. 9.5

Интервал испытания, м		Длина инт-ла м	Тип перф.	Макс. за один спуск перф-ра		Перф. среда
от	до			инт-ал	плотн.
1230	1260	30	ПР-54	30	10	Газо- конд.
1140	1180	40	ПР-54	30	10

          Перфорацию скважины производят с контролем перфорации ЛМ. В процессе перфорации затрубное пространство должно быть открыто, а на выкидной линии должен быть установлен штуцер диаметром 8-10 мм.

          После перфорации скважину необходимо долить, убедиться в постоянстве уровня и отсутствии перелива. При необходимости произвести допуск НКТ до нижних перфорационных отверстий.

          Длина сборки перфоратора ограничивается длиной лубрикатора и составляет 2 метра. Отстрел каждой сборки перфораторов, спуск и подъем перфорационных зарядов, а также запись контроля перфорации производить после создания давления на устье препятствующего поступлению пластового флюида в ствол скважины.     

          Если из-за высокого давления в скважине нет возможности произвести спуск зарядов и геофизических приборов, то допускается кратковременный сброс давления в скважине по затрубному пространству с интенсивной одновременной прокачкой технологического раствора в колонну НКТ.

          Допускается производить перфорацию скважины с помощью перфораторов типа ПНКТ, спускаемых на насосно-компрессорных трубах.

          В связи с дефицитом времени рекомендуется запасной вариант вторичного вскрытия пласта с использованием уже смонтированного бурового оборудования (см. схему обвязки устья и ВФУ для испытания скважины по варианту II):

          смонтировать на противовыбросовом оборудовании (на универсальном превенторе) переводную катушку под планшайбу;

          заменить трубные плашки в превенторе под спускаемые НКТ;

          произвести спуск НКТ до глубины на 20-50 м выше кровли продуктивного пласта, навернуть на верхнюю трубу планшайбу;

          смонтировать на переводной катушке планшайбу с коренной задвижкой или краном высокого давления;

          смонтировать на коренной задвижке лубрикатор;

          произвести перфорацию эксплуатационной колонны аналогичным способом;

          произвести переобвязку трубного пространства скважины, соединить его с насосной установкой;

          смонтировать на конце выкидной линии превенторной установки типовое вертикальное факельное устройство (ВФУ).

9.9 Выбор способа освоения скважины.

Расчет операции по вызову притока из пласта

          Под освоением  понимают комплекс работ, проводимых с целью очистки приствольной зоны продуктивного пласта и скважины от загрязнения и получения промышленного притока пластовой жидкости.

Для освоения в эксплуатационную колонну спускают колонну НКТ 114´7Д, нижний конец которой устанавливают на 70 м выше интервала перфорации (0-1070 м). Низ колонны НКТ оборудуется воронкой типа В-114-102/125. На глубине 1070-1140 м размещается комплекс подземного оборудования (КПО), который должен состоять как минимум из (сверху-вниз): циркуляционного клапана, одной насосно-компрессорной трубы, эксплуатационного пакера (типа ПССГ-114/168-21, предназначенного для разобщения пластов и изоляции эксплуатационной колонны от воздействия среды в процессе освоения и эксплуатации скважины), посадочного ниппеля с устанавливаемым в нем забойным клапаном-отсекателем, срезного клапана. На глубине 1140-1260 м (длиной 120 м) устанавливается подпакерный хвостовик из НКТ 114´7Д.

При необходимости в составе лифтовой колонны возможна дополнительная установка выше циркуляционного клапана ингибиторного клапана для подачи ингибитора с целью предупреждения гидратообразования в скважине и телескопического соединения для компенсации температурных изменений длины лифтовой колонны.