Требования при приемки скважины из бурения

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
 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

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога