1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВ

1.10. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПРИЕМКЕ СКВАЖИН ИЗ БУРЕНИЯ

записал 1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВИюнь 6th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Летние скидки! Готовый рубленный сруб любой площади .

При приемке скважин из бурения мастер обязан:

1. Убедиться в наличии и правильности оформления актов на опрессовку эксплуатацион
ной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ЗУ, спуска шаблона
согласно плану на освоение скважины, промывку на воду и нефть (эти акты мастер обязан
подписать как представитель НГДУ, контролирующий эти работы).

2. Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая
внимание на соответствие установленной колонной головки и фонтанной арматуры. Указать
в акте наличие всех задвижек, шпилек, а для фонтанных и нагнетательных скважин – наличие
и состояние лубрикатора, площадки, лестницы.

3. Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудо
вания, металлолома, замазученности и спланирована так, чтобы верхняя кромка муфты кон
дуктора была на уровне земли.

4. Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.

5. При приемке механизированных скважин – убедиться в наличии и работоспособности
не только наземного, но и подземного оборудования.

6. При приеме нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана
как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заг
лушка.

7. Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены.

8. Подписать акт приема скважины и взять на свой подотчет НКТ и наземное оборудова
ние (ГЗУ, станцию управления, устьевое оборудование, станок-качалку и др.) при условии
отсутствия замечаний (или после устранения замечаний) в течение двух суток.

9. Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха,
если в течение двух суток замечания не будут устранены.

Параметры пластов Быстринского месторождения

Таблица 1 (начало)

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-8	АС-9	БС-1	GC-2	БС 16-17	БС18-20	ЮС-2
Параметры
Средняя глубина залегания	(.1	1950	1960	1990	2050	2060	2450	2580	2700
Тип залежи		пластопо-сводовая	п л. с вод. лит.экран.	пластово-сводовая
Система разработки		орган.бар. заводн.	площадная – девятиточеч. 500 500	блоч. 3-рядная треуг. сетка 600-600 500 500	площадная девятиточечная 400-400
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	\|_ 16	16	. 16	16	16	16
Общая мощность	м	4,9	19.4	16.7	4.6	13.7	63.8	41,8	22.8
Средняя г/насыщ. толщина	м	3.5	7.0	2,5
Средняя н/насыщ. толщина	м	2.6	5.1	3.4	3.4	5.3	5.7	8.3	5,7
Отметка ГНК	м	1894	1894
Отметка ВПК	м	1905	1906	19! 1.5	2045	2045	2420	2500	не опред.
Пористость	%	26	26	25	26	25	26	20	16
Перенасыщенность	доли ед.	0.52	0.54	0.55	0.66	0.6	0.54	0,54	0,71
Проницаемость	мД	73	194	297	571	385	29	16	о
Гидропроводность	л-см/сПз	2.8	20,3	19.7	47.5	30.4	3.9	3.5	1.52
Коэффициент леочанистоегм	доли ел	0.79	0.55	0.36	0.7	0.53	0.26	0,45	0.3
Коэффициент расчлененности	доли ел	1.64	5.1	3,59	1.36	3.4	8.09	10.48	3.97
Показатель неоднородности		0.264	0.486	0.98	0.388	0.492	1.551	1.619	1.569
Пластовая температура	град. С	56	56	56	60	58	76	67	70
Пластовое давление начальное	атм	188	188	190	207	207	250	252	269
Вязкость нефти в пласт, условиях	м Па-сек	3,7	3.16	4.69	4.87	6,13	4.97	4.58	2.49
Вязкость сепариров. нефти (Т^20)	сПз	25,5	34,3	73,8	40,8	53,6	34.8	36,4	16.9
Плотность нефти s пласт, условиях	г/см3	0,802	0.814	0.856	0,83	0,82	0,84	0,834	0,803
Плотность сепарирое. нефти	г/см*	0.87	0,87	0,906	0.883	0,891	0,882	0,882	0.858

ГО СО

Таблица 1 (продолжение)

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-В	АС-Э	БС-1	БС-2	БС16-17	БС18-20	ЮС-2
Параметры
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,126^	1,126	1,096	1,099	1.115	1,076	1,076	1.127
Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях	доли ед.	1.29	1,29	1,21	1,24	1,26	1,22	1,22	1,31
Содержание серы	%	1.1	1.1	1.4	1,7	1,8	2,7	2,2	1,5
Содержание азота	%		0.14 – 2.2		0.2	0.21		0.14 • 2,2
Содержание асфальтенов	%	2,8	2,4	4,2	3,2	1,8	1,5	1.3	3,2
Содержание смол	%	8.2	10.4	10,7	9.5	12.8	5.2	4.8	7,4
Содержание парафина	%	3.8	3.6	2.5	4	3.8	3.6	3.1	3.2
Дпплонио илсм.нцеиип	птм	ПК	\ 1Г,	1?7	ПО	10В	64	77	102
Газосодержание нефти	м7т	51	60	55	41	33	33	33	56
Вязкость воды а пластовых условиях	сПэ	0.55	0,55	0.55	0,51	0,53	0,49	0,49	0,5
Уд.вес пластовой воды	г/см3	1	1.001	1	0.998	1	1	1	1
Тип пластовой воды		хлоркальциевый	гидрокарбонатный
Минер, пластовой воды	г/п	14.39	14.58	14.95	13,86	13.91		16,6
Плотность газа	кг/1.Г	0.617	0.749	0.705	0,767	0.755	0.В32	0.В32	0.944
Содержание метана в газе	%	93.5	93.23	96.7S	91^32	32.05	64.8	84,8	75.49
Содержание азота в газе	%	0.6	0.73	0.82	1.6	1,58	1.86	1,86	1,62
Удельный коэффициент продуктивности	т/сут-аТ1.гм	0.06	0,18	0.16	0,62	0,38	0,35	0.056	0,036

Таблица 1 (продолжение)

Параметры пластов Вачимского месторождения

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-6	АС-9	ЮС-2
Параметры
Средняя глубина залегания	м	1990	2010	2030	2733
Тип залежи		Пппсгоио-сподоили, гаэонефтпиаи	Пластово-сводовая
Система разработки		Площадная девятиточечная	Площадная девятиточечная	Площадная девятиточечная; на Мильт и Сапорк. подн. – Э-рядная	2 элемента площадной системы
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	25 Сев.зал.-16	25
Общая мощность	м	12.2-17.6	1,0-8,4	13-29	4,2-30.0
Средняя г/насыщ. толщина	м	6,9-2.4	1,5-2.2	6.7-2,9
Средняя н/насыщ, толщина	м	8,5	1.7-2.6	8.0-7,1	3.1
Отметка ГНК	м	1940	с.-1957 Ю.-1916	с.-1966 Ю.-1923
Отметка ВНК	м	1946	с.-1970 Ю.-1940	с.-1980 Ю.-1945	2685
Пористость	%	25	26	27	16
Нефтенасыщенность	доли ед.	0.52	0,53	0.66	0.63
Проницаемость	мД	31	170	260	1.2
Гид ро провод ностьдсм/сПз	50.3		84 0	52.7
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,76	0.6	0.61	0,3
Коэффициент расчлененности	доли ед.	5.64	1,92	6.18	3,97
Показатель неоднородности		с.-0.219 ю.-О 214		с.-О 401 ю,-0.493
Пластовая температура	град.С	61	61	61	ВО
Пластовое давление начальное	атм	203	203	203	275
Вязкость нефти в пласт, условиях	мПа-сек	6,06	6,06	6,06	3,08
Вязкость сепариров. нефти (Т-20)	сПз	44,1	56,1	100,4	48.3
Плотность нефти е пласт.условиях	г/см3	0,857	0.857	0.857	0.88
Плотность сепарироа. нефти	г/см3	0.913	0,913	0.913	0,86
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,103	1,103	1,103	1,103
Пересчетный коэф. ходкости в пласт, условиях		1,21	‘,21	1,21	1.21
Содержание серы	%	1,3	1,2	1,3	1,07

111

Таблица 1 (продолжение)

Пласт	Ед. изм.	АС-7	АС-8	АС-9	ЮС-2
Параметры
Содержание аэота%
Содержание асфальтенов	%	2,9	3,0	3.3	3.2
Содержание смол	%	8,1	8.2	8,8	8,1
Содержание парафина	%	2.3	2.3	2	3,08
Давление насыщения	атм	85-147	147	147	147
Гаэосодержание нефти	м:7т	47	47	47	47
Вязкость воды в пластовых условиях	сПэ	0,51	0,51	0,51	0,51
Уд. вес пластовой воды	г/см:\|	0,998	0.999	1	1
Тип пластовой воды		хлоркальциевый. частично гидрокарбонатмонатриевый
Минер, пластовой воды	г/л	12.66	13,56	13,92
Плотность газа	кг/мя			0.718
Содержание метана в газе	%			96,3
Содержание азота а газе	%			0,08
Удельный коэффициент продуктивности	т/сут-атм-м	0.015		0,09	0,014

Таблица 1 (продолжение) Параметры пластов Солкинского, З/Солкинского и Комарьинского м-ний

Месторождение		Солкинское	Зап.-Солк.	Комарьинское
Пласт	Ед. иэм.	АС-8	1АС-8	БС-1	АС-8	АС-9	АС-8	АС-9	АС-10
Параметры
Средняя глубина залегания	м	2050	2150	2150	I960	1980	2099	2114	2124
Тип залежи		Пластово-сводовая	Пластово-сводовая	Гаэонефтяная, пластово-сводовая’	Нефтяная, пластово-сводовая, водоплавающая
Система разработки		Площадная-девятиточечная	Блочно-квадратная	Площадная -девятиточечная
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	42	25	25	25	25	25
Общая мощность	м	6.5	12,9	15,5	8,5		12,7	12,3	6.0
Средняя г/насыщ. толщина	м						2,3	2,1
Средняя н/насыщ. толщина	м	4.4	3,5	6,6	5,4	3,3	3,6	2,5	2,1
Отметка ГНК	м						1995	2010
Отметка ВНК	м	1918	1918	2076	1971	1971	2018	2024	2024
Пористость	%	22,4	22,4	22.8	22	22	23	24	23
Нефтенасы щенность	доли ед.	0.54	0,51	0.64	0,6; 0,45	0.47
Проницаемость	мД	118	12	354	110		46	126	125,2
Гидропроводность	дсм/сПз	42.8	42.8	110.2
Коэффициент лесчанистости	доли ед.	0,76	0,3	0,81	0,711		0,36	0.32
Коэффициент расчлененности	доли ед.	1.6	4,32	2.18	2,3		2,5	3
Показатель неоднородности		0,254	0,327	0,253	0,189		0,53	1,15
Пластовая температура	град. С	65	65	67	64	64	64	64	64
Пластовое давление начальное	атм	195	195	216	190	190	204	205	205
Вязкость нефти в пласт, условиях	мПасек	4,02	4,02	3,38	3,8	3.8	3.2	1,6	1.6
Вязкость сепариров. нефти (Т=20)	сПэ	38,5	38,5	27,4	24,3		19,95	28,31	28,31
Плотность нефти в пласт, условиях	г/см2	0,869	0.869	0.В72	0,832		0,8	0,771	0,771

Таблица 1 (окончание)

Месторождение		Солкинское	Зап.-Солк.	Комарьинское
Пласт	■ Ед. изм.	АС-8	1АС-8	БС-1	АС-6	АС-9	АС-8	АС-9	АС-10
Параметры
Плотность селариров. нефти	г/см;’	0,881	0.881	0,875	0.661	0.861	0,871	0.864	0,864
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,077	1,077	1.106	1,067		1,08	1.2	‘,2
Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях		1,09	1,24	1,11	0,937	0,937	0,926	0,847	0.847
Содержание серы	°/с	1,4	1.4	1,5	1	1	1,08	1,32
Содержание азота	%	0,48	0.48	0,56	0,17
Содержание асфальтенов	%	3,7	3,7	3	3.1		2.84	3.51
Содержание смол	Ус	8.1	8,1	8.5 -	3.5		11,09	9.91
Содержание парафина	%	4.3	4,3	4.5	3	3	1,65	1,96
Давление насыщения	атм	89	89	95	70	70	66	134	134
Гаэосодержание нефти	М3/Т	45	45	48,4	28	28	38	86	86
Вязкость воды в пластовых условиях	сПз	0,5	0,5	0,46	0.45	0,45
Уд. вес пластовой воды	г/см:’	1	1	1	1,01	1.01	1,009-1,011	1,011-1,013	1,007
Тип пластовой воды			хлоркальциевый	хлоркальциевый
Минер, пластовой воды	г/ л			17,7	17.91		13,7-16,0	16,0-19,6	10.5
Плотность газа	кт/м3						0,866	0,91
Содержание метана в газе	с/-						93,82	88,04
Содержание азота в газе	%						1,31	0,99
Удельный коэффициент продуктивности	т/сутатмм						0,022	0,036

Таблица 2

Виды, объемы и периодичность промысловых исследований

Задачи	Категория	Контролируемые	Способ и методы	Охват исследо-	Периодичность	Примечания
исследований	скважин	параметры	исследований	дованиями. %	исследований
1	2	3	4	5	6	7
1. Контроль техно-	Добывающие	Дебит жидкости	Объемный метод на	!00	Один раз в неделю
логических пара-			установке типа "Спутник"
метров работы		Обводненность	Отбор проб жидкости с	100	Один раз в неделю
скважин и физи-			устья и лаборат анализ
ко-химических		Физические свойства,	Отбор глубинных проб	Отбор проб в 5-ти	Три раза в год
характеристик		химический сосгаь неф’и	Ц’иэико-хим cocrau нефти	CUt! H£l КЫЖД. MJ1UCI
пластовых		Состав воды	Отбор поверхностных и		Разовые	Отбор проб в скважи-
флюидов			глубинных проб воды		исследования	нах, равномерно рас-
			Полный и компонентный			положенных по
			состав воды			площади
2. Контроль за энер-	Добывающие	Пластовое давление	Барометрия, определение	Опорная сеть	Один раз в квартал
гетическим состо-		(статический уровень!	статического уровня
янием залежей		Забойное давление	Барометрия, определение		Разовые	По всем новым и вы-
		(динамический уровень)	уровня жидкости в скв-не		исследования	шедшим из рем. скв-м
		Устьевое давление	Барометрия	100	Один раз в месяц
	Нагнетательные	Забойное давление	Барометрия	100	Разовые	По всем новым и при
					исследования	изменении режима
						работы скважины
		Пластовое давление	Барометрия	Опорная сеть	Один раз в квартал
		Устьевое давление	Барометрии	100	Один раз в месяц
	Пьезометрические	Пластовое даэление	Барометрия	100	Один раз в квартал
		Пластовая температура	Термометрия	100	Один раз в полгода
3. Определение	Добывающие	Коэффициенты продуктив-	Снятие КВД или КВУ.	100	После пуска в
гидродинами-		ности , гидропроводности	метод установившихся		экспл. из бурения
ческих пара-			отборов		и после ГТМ
метров пластов	Нагнетательные	Коэффициенты приемистости.	Снятие кривых падения	100	После пуска в
		гидропроводности	давления		экспл. из бурения
					и после ГТМ

11 В ■

1.9. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН

записал 1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВИюнь 6th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

По назначению выделяют следующие скважины:

- добывающие – нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попут
ной воды;

- нагнетательные – служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных ра
створов;

- специальные – используемые для специфичных работ \л исследований (контрольные,
пьезометрические, водозаборные и т.д.).

Оборудованием скважины называют части конструкции, которые обеспечивают отбор продукции {закачку воды) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращают загрязнение окружающей среды. Обычно различают подземное и наземное оборудование. Наземное (устьевое) оборудование включает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) – оборудование ствола скважины.

В целом конструкция скважины представлена, в зависимости от геологических и технологических факторов, несколькими концентрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб. Ниже приводится наиболее характерная конструкция скважин месторождений, разрабатываемых НГДУ «БН»:

Кондуктор – d = 245 мм спускается на глубину 500 м
для добывающих скважин, и 700 м – нагнетательных. Цементируется до устья. Служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении.

Эксплуатационная колонна – d = 139,7; 146 или 168 мм спускается на глубину на 50 м ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 м выше башмака кондуктора.

Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины.

Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засорен осадком, аварийным оборудованием и т.п. В этом случае верхняя точка является текущим забоем скважины.

Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для крепления и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.

Взаимоотношения ЦДНГ (Заказчика) с СУХТП (Подрядчиком)

записал 1.8. ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЗИюнь 6th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Присутствие представителя цеха в начале и при окончании проведения работ по обработке скважины.

Заказчик производит остановку необходимого технологического оборудования перед обработкой объекта и его запуск в эксплуатацию после обработки.

После окончания работ на скважине представитель цеха подписывает справку, в которой подтверждает используемые химические реагенты, экологическое состояние территории куста до и после обработки.

Заказчик осуществляет контроль за определением приемистости до и после обработки.

В трехдневный срок с момента окончания работ Заказчик подписывает первичный акт на выполненную работу и заверяет его печатью.

В случае отсутствия представителя Заказчика на обработке объекта Заказчик в плане работ (письменно) дает свое согласие на проведение работ без представителя, а Подрядчик производит работу самостоятельно согласно утвержденному плану.

При отсутствии представителя Заказчика Подрядчик в одностороннем порядке заполняет справку с отметкой о загрязнении территории объекта до и после обработки. Претензии к Подрядчику при подписании акта на выполненную работу не выставляются.

В случае неготовности скважины к обработке после получения подтверждения и прибытия Подрядчика в цех, Заказчик подписывает Подрядчику справку, в которой указывает вид и количество техники, прибывшей на объект, километраж пробега, фактическое время нахождения звена на объекте Заказчика, причину срыва работ. Справка служит основанием для оплаты Заказчиком работы техники и заработной платы звена по фактическому времени и фактическим затратам.

Режим работы звеньев Подрядчика: дневное время при пятидневной рабочей неделе.

Б случае отсутствия обоснованного письменного отказа (в трехдневный срок от подписания первичного акта представителями Заказчика) оплата производится с увеличением стоимости на 10%.

При наличии двухстороннего акта о нарушении Подрядчиком технологии производства работ (не приведшем к браку или аварии) и как следствие недостижении эффекта Заказчик оплату не производит. По требованию Заказчика Подрядчик производит повторно обработку объекта, при этом затраты принимает себе на убытки.

добываем нефть и газ