Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении
С общ. = С пр. +
С иссл. (5.3)
Собщ=315∙1,68+11000,134
С иссл. =Т ст1
·Т общ. + Тст2 · Тобщ. (5.4)
Сисл=21,672∙282+17,585∙278=11000,134
где: Сиссл - сумма
затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2
оператора 4 и 6 разряда
Т ст1 - часовая
тарифная ставка оператора 6 разряда
Т ст2 - часовая
тарифная ставка оператора 4 разряда
Тст1=12,04∙1,8=21,672
Тст2=9.77∙1,8=17,586
С пр. = Т ст1
· Т общ., (5.5)
Спр=Тст2∙Тобщ
где С пр. - сумма
затраченная для оплаты организации предоставляющую машину
Т ст. - часовая тарифная ставка
для оплаты за аренду машины.
Спр=21,672∙36,72=795,80
Спр=17,586∙36,72=645,76
Расчет затрат на исследование
Определяем время затраченное на
замер забойного давления при фонтанной эксплуатации
Тобщ=Тпр+Тиссл.
=5,4∙6,8=36,72
2. Определяем стоимость этого замера на авто Газ – 66
Собщ = Спр
+ С иссл. =209+71,7=281
Расчеты по определению стоимости
проведенных всех остальных гидродинамических исследований аналогично,
результаты снесены в таблицу №5.1
Таблица № 5.1
Вид исследования
|
Газ-66
|
Газ - 71
|
операторы
|
операторы
|
4-6 разр
|
5-6 разр
|
4-6 раза
|
5-6 разр
|
ФОНТАННЫЕ СКВАЖИНЫ
|
Замер Рпл.
|
281
|
286
|
281
|
284
|
Замер Рзаб.
|
|
|
281
|
284
|
Снятие КВД
|
929
|
942
|
1067
|
1080
|
Отбор гл. проб глубинным пробоотборн.
|
333
|
338
|
382
|
387
|
НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ
|
Замер Р пл., Р заб.
|
274
|
278
|
313
|
317
|
Иссл. методом установив закачек
|
912
|
925
|
1047
|
1060
|
Снятие КВД
|
754
|
765
|
867
|
878
|
СКВАЖИНЫ ОБОРУДОВАННЫЕ ЭЦН
|
Определения Н ст., Н д.
|
79
|
80
|
91,3
|
79
|
Снятие КВД
|
802
|
813
|
921
|
932
|
Замер Т пл.
|
278
|
282
|
319
|
323
|
5.2 План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале
2558 - 2570 м
(АС-11).
Цель работ: вторичное вскрытие
продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины
эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.
1. Геолого - техническая
характеристика.
1. Э/колонна - 168/146 мм.
2. Опрессована на давление атм.
3. Искусственный забой - м.
4. Интервал перфорации 2558 - 2570
м.
5. Пластовое давление атм.
2. Порядок проведения работ.
№ п/п
|
Содержание работ
|
Ответственные
|
|
1
|
Ознакомить бригаду КРС с планом работ
|
Мастер КРС
|
|
2
|
Промыть скважину водой 1,08 г/см объемом 30м3 со
спуском НКТ до забоя. Поднять НКТ на поверхность.
|
Мастер КРС
|
|
3
|
Произвести скреперование колонны в интервале посадки пакера 2450
- 2490 м
|
Мастер КРС
|
|
4
|
Завезти оборудование (УЭОС-4) и реагенты.
|
"Сервис-нафта"
|
|
5
|
Спустить компоновку УЭОС - 4 в скважину согласно схемы:
воронка - ниже продуктивного пласта;
хвостовик - НКТ 2,5", - 5 труб;
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 59 мм, длиной 500 мм. Резьбовые соединения между пакером и
УЭОС-4 уплотнить лентой ФУМ.
|
Мастер КРС
|
|
6
|
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 59 мм, длиной 500 мм.
|
Мастер КРС
|
|
7
|
- Цементировочный агрегат ЦА-320;
Емкость для нефти 25 м3;
Пресную воду в объеме 5 м3
Емкость 15м3 (тщательно очищенную);
Оборудование для кислотной обработки
ППУ
Кислота соляная 12% - 5м3.
|
Мастер КРС
|
|
8
|
Расставить технику и оборудование согласно
схемы. Спрессовать нагнетательные линии на
давление 150 атм.
|
Мастер КРС
|
|
9
|
Перфорацию проводить на воде плотностью
не менее 1.05
Г/СМ1.
|
Мастер КРС
|
|
10
|
Поднять воронку до глубины 2520 м.,
Установить пакер.
|
Мастер КРС
|
|
11
|
Произвести привязку интервала
перфорации, С помощью работы ЦА - 320
и УЭОС 4 создать депрессию 5 МПа.
(не более 15% от величины пластового
давления). Значение величины депрессии согласовать с заказчиком.
Перфорировать пласт зарядами ЗПК - 42С в интервале 2558 - 2570 м. плотностью
12 зарядов на метр.
|
Начальник партии, " Сервис - нафта"
|
|
12
|
Закрыть скважину и провести фоновые
измерения комплексным скважинным
прибором КСА Т7.
|
"Сервис-нафта", начальник партии
|
|
13
|
Спустить прибор ниже интервала перфорации,
с помощью УЭОС-4 создать заданную величину
депрессии, при которой провести комплекс
измерений параметров работы пласта.
|
"Сервис -нафта", начальник партии
|
|
14
|
Извлечь скважинный прибор на поверхность
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.
|
"Сервис -нафта", начальник партии
|
|
15
|
Остановить работу ЦА-320 и произвести
регистрацию КВД в течение шести часов.
Извлечь вставку на поверхность.
|
"Сервис -нафта"
|
|
16
|
В случае 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.
|
Мастер КРС "Сервис -нафта"
|
|
17. В случае
слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии ООО
"Сервис-нафта". Установить
воронку на глубине 2580 м. В 5м3 пресной воды (500)
растворить 400кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в
НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4.3 м3
воды для установки реагента в интервале пласта. Продавить реагент в пласт
водой в объеме 2 м3 и давлением на агрегате не более 100атм. 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.
0
"Сервис-нафта"
Мастер КРС
Мастер КРС
Мастер КРС. "Сервис-нафта",
начальник
партии
23
В случае 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.
Мастер КРС, "Сервис - нафта"
24
В случае слабого притока повторить
пп.12-15
25
Примечай более 100 В УЭОС 4 (освоению
свабирова Главный 1
Заглушить скважину и поднять НКТ.
Д.альнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по
испытанию скважины. гия; Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса н
мм. случае отсутствия технической возможности проведения раб невозможность
постановки пакера, поломка ЦА - 320 и др.), скважины и достижению
запланированной депрессии прово шия. гсхнолог 000 "Сервис-нафта" Ю.В.
К
Мастер КРС
оминалом не
ют с помощью работы по дить методом
апырин
В случае слабого притока, провести
реагентную
разглинизацию ПЗП по технологии 000
"Сервис-нафта", Установить воронку на
глубине 2580 м. В 5 м3
пресной воды (50°)
растворить 400 кг
реагента-разглинизатора и
закачать приготовленный раствор в
НКТ
при открытой затрубной задвижке.
Далее в
НКТ закачать 4,3 м воды для
установки
реагента в интервале пласта.
Продавить
реагент в пласт водой в объеме 2 м
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.
|
Мастер КРС "Сервис -нафта"
|
|
|
19
|
Промыть скважину обратной промывкой водой плотностью 1.08г/см3
в объеме 25м3 для удаления продуктов реакции.
В НКТ закачать 5м'5 12% соляной кислоты при открытой
затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг стабилизатора
глин. Закачать в НКТ 4,3 м3 воды для установки кислоты в зоне
перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в
объеме 2 м - Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов.
|
Мастер КРС
"Сервис-нафта"
|
|
19
|
В НКТ закачать 5м5 12% соляной кислоты при открытой
затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг стабилизатора
глин. Закачать в НКТ 4,3 м3 воды для установки кислоты в зоне
перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в
объеме 2 м - Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов.
|
"Сервис-нафта"
|
|
20
|
Промыть скважину водой в объеме 20м3 через затрубное
пространство для удаления продуктов реакции.
|
Мастер КРС
|
|
21
|
Приподнять компоновку и установить воронку НКТ на глубине 2520м.
Произвести пакеровку и опрессовать пакер давлением 80атм. обратной
циркуляцией через затрубное пространство.
|
Мастер КРС
|
|
22
|
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.
|
Мастер КРС,
"Сервис-нафта"
|
|
23
|
В случае 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.
|
Мастер КРС,
"Сервис-нафта"
|
|
24
|
В случае слабого притока повторить пп.12-15
|
|
|
25
|
Заглушить скважину и поднять НКТ. Д.альнейшие работы проводить в
соответствии с основным планом работ по испытанию скважины.
|
Мастер КРС
|
|
Примечания; Агрегат ЦА-320 должен
иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100 мм.
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.
|
|
|
|
6. Охрана окружающей среды
и недр
Работа по охране окружающей
среды проводилась согласно "программы природоохранных мероприятий по
дирекции ОМНГ на 2001 год", утверждённой главным инженером ДОМНГ и
согласованной с инспектирующими органами.
По состоянию на 01.01.2001 г. на
балансе ДОМНГ имеются трубопроводы общей протяжённостью - 236,9 км,
водоводы - 19,9 км,
10 кустовых площадок,
1 мультифазная насосная станция,
1 полигон по размещению и
утилизации промышленных отходов в районе к.117 Приобского месторождения (левый
берег). В 2001 году в Дирекции ОМНГ зарегистрирована 1 авария на нефтесборном коллекторе
диаметром 720 мм ДНС-1 Приобское месторождение - ЦПС Приразломное. Для
ликвидации разлива нефти была привлечена нефтесборная техника, находящаяся на
балансе ДОМНГ. Загрязненные нефтью земли после аварии были рекультивированы
земли в объеме 0,08 га.
В 2001 году отделом были
разработаны следующие документы:
Регламент приемки и размещения
отходов в местах временного хранения на территории Приобского месторождения;
Положение о производстве работ
на территории лицензионного участка Приобского месторождения нефти и газа.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6
|
|