Материал: ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН-1

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 4.5.1 Сопоставление фильтрационных параметров призабойной и удаленной зон пласта. Приобское месторождение

План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558-

2570м.

Цель работ: вторичное вскрытие продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.

I. Геолого-техническая характеристика. 1 Э/колонна-168-146мм.

Опрессована на давление -атм. Искусственный забой - м. Интервал перфорации 2558-2570м. Пластовое давление - атм.

II. Порядок проведения работ:

1.Ознакомить бригаду КРС с планом работ;

2.Промыть скважину водой 1.08 г/см3 объемом 30м3 со спуском НКТ до забоя. Поднять НКТ на поверхность;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3. Провести скреперование колонны в интервале посадки пакера 2450-

2490 м;

Завести оборудование (УЭОС-4) и реагенты;

Спустить компоновку УЭОС-4 в скважину согласно схемы:

воронка - ниже продуктивного пласта;

хвостовик - НКТ 2.5´´;

пакер ПВМ-122-500

одна труба НКТ 2.5´´;

УЭОС-4;

НКТ-2.5´´-до устья.

При спуске компоновки внутренний диаметр НКТ проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500м. Резьбовые соединения между пакером и УЭОС-4 уплотнить лентой ФУМ.

Установить фонтанную арматуру и лубрикатор. Все резьбовые переводники и фланцы, используемые при установке план-шайбы, фонтанной арматуры и лубрикатора, а также фонтанную арматуру и лубрикатор проконтролировать шаблоном диаметром 59мм, длиной 500мм.

Для проведения технологического процесса на скважине необходимо иметь:

цементировочный агрегат ЦА-320;

емкость для нефти 25м3;

пресную воду в объеме 5м3;

емкость 15 м3 (тщательно очищенную);

оборудование для кислотной обработки;

ППУ;

кислота соляная 12% -5м3;.

Расставить технику и оборудование согласно схемы. Опрессовать нагнетательные линии на давление 150атм.

Перфорацию проводить на воде плотностью не менее 1.05 г/см3.

Поднять воронку до глубины 2520м., установить пакер;

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Произвести привязку интервала перфорации. С помощью работы ЦА-

320 и УЭОС-4 создать депрессию 5мПа. (не более 15% от величины пластового давления). Значение величины депрессии согласовать с заказчиком. Перфорировать пласт зарядами ЗПК-42С в интервале 2558-2570м.

плотностью 12 зарядов на метр.

Закрыть скважину и провести фоновые измерения комплексным скважинным прибором КСА Т7.

Спустить прибор ниже интервала перфорации, с помощью УЭОС-4

создать заданную величину депрессии, при которой провести комплекс измерений параметров работы пласта.

Извлечь скважинный прибор на поверхности и с помощью каротажного подъемника доставить в устройство УЭОС-4 вставку КВД с автономным манометром. Работой ЦА-320 создать максимально допустимую величину депрессии и поддерживать ее в течение шести часов.

Остановить работу ЦА-320 и произвести регистрацию КВД в течение шести часов. Извлечь вставку на поверхность.

Вслучае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямого и обратного хода при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с

замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

Вслучае слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии ООО "Сервис-нафта". Установить воронку на глубине 2580 м. В 5

м3 пресной воды (500) растворить 400 кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4,3 м3 воды для установки реагента и интервале пласта.

Продавить реагент в пласт водой в объеме 2 м3 и давлением на агрегате не более 100 атм при закрытой затрубной задвижке. В случае отсутствия приемистости дренировать пласт путем последовательного повышения и понижения давления 10-15 раз. Закрыть скважину для прохождения реакции на 12-14 часов.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Промыть скважину обратной промывкой водой плотностью 1.08 г/см3 в

объеме 25м3 для удаления продуктов реакции.

В НКТ закачать 5м3 12% соляной кислоты при открытой затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг. Стабилизатора глин.

Закачать В НКТ 4.3м3 воды для установки кислоты в зоне перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в объеме 2 м3.

Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов.

Промыть скважину водой в объеме 20м3 через затрубное пространство для удаления продуктов реакции.

Приподнять компоновку и установить воронку НКТ на глубине 2520м.

Произвести пакеровку и опрессовать пакер давлением 80 атм. обратной циркуляцией через затрубное пространство.

С помощью ЦА-320 и устройства УЭОС-4 снизить забойное давление до расчетных значений и вызвать приток из пласта. Работу проводить до полного удаления продуктов реакции и стабилизации притока из пласта.

Вслучае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с

замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.

Вслучае слабого притока повторить пп.12-15

Заглушить скважину и поднять НКТ. Дальнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины.

Примечание: Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100мм. В случае отсутствия технической возможности проведения работ с помощью УЭОС-4 (невозможность постановки пакера,

поломка ЦА-320 и др.), работы по освоению скважины и достижению запланированной депрессии проводить методом свабирования.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

5.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТОИМОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО

ИССЛЕДОВАНИЯ

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений,

снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст - эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и

протяженность такого переезда. Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ - 71, Газ - 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам.

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000

метров - средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин,

водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма)

соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.