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).
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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
|
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
|
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
|
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
|
