Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины, сведения по

Эксплуатации

Таблица 4.19 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал залегания объекта по вертикали, м

Интервал установки цементного моста, м

Тип конструкции продуктивного забоя: ОТКРЫТЫЙ ЗАБОЙ, ФИЛЬТР, ЦЕМЕНТ, КОЛОННА

Тип установки для испытания (освоения): ПЕРЕДВИЖНАЯ, СТАЦИО-НАРНАЯ

Пласт фонтанирующий (ДА, НЕТ)

Кол-во режимов (штуцеров) испытания, шт

Диаметр штуцеров, мм

Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на воду (РАСТВОР-ВОДА), смена раствора на нефть (РАСТВОР-НЕФТЬ), смена воды на нефть (ВОДА-НЕФТЬ), аэрация (АЭРАЦИЯ), понижение уровня компрессорами (КОМПРЕССОР)

Опорожнение колонны при испытании (освоении)

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

макс. снижение уровня, м

плотность жидкости, г/см^3

C1^v+ C2^b

-

-

Колонна

передвижная

нет

-

-

Сваб (компрессор)

1,05

Таблица 4.20 Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

Номер объекта	Перфорационная среда	Мощность перфораций, м^2	Вид перфорации: КУМУЛЯТИВНАЯ, ПУЛЕВАЯ, СНАРЯДНАЯ, ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ, ГИДРОСТРУЙНАЯ	Типоразмер перфоратора	Кол. отверстий на 1 м, шт.	Количество одновременно спускаемых зарядов, шт.	Кол. спусков перфоратора	Предусмотрен ли спуск перфоратора на НКТ? (ДА, НЕТ)	Насадки для гидропескоструйной перфорации
вид: раствор, нефть, вода	плотность, г/см^3
диаметр	кол., шт.
	Нефть (раствор хлористого калия)	0,9	0,2	Гидромеханическая щелевая перфорация-ПГМЩ- 146	-	-		да

 

Таблица 4.21 Интенсификация притока пластового флюида

Номер объекта (см. табл. 4.19)	Название процесса: УСТАНОВКА КИСЛОТНОЙ ВАННЫ, ГИДРОРАЗРЫВ ПЛАСТА, ОБРАБОТКА ПАВ, ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ и др. операции, выполняемые по местным нормам	Кол-во операций	Плотность жидкости в колонне, г/см^3	Давление на устье, кгс/см^2	Температура закачиваемой жидкости, С^0	Глубина установки пакера, м	Мощность перфораций, м	Типоразмер перфоратора	Кол-во отверстий на 1 м, шт.	Кол-во одновременно спускаемых зарядов, шт.	Местные нормы времени, сут.
	1. СКВ 2. СКО под давлением 3. ЛК ГРП		1,05 1,05 1,05	- 10,0 24,5	20-25 20-25 20-25	-

Таблица 4.20 - Данные по эксплуатационным объектам

Номер объекта	Плотность жидкости в колонне, г/см^3	Пластовое давление на период поздней эксплуатации, МПа	Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м	Установившаяся при эксплуатации температура, С^0	Данные по объекту, содержащему свободный газ	Заданный коэффициент запаса прочности на смятие в фильтровой зоне
на период ввода в эксплуатацию	на период поздней эксплуатации	в колонне на устье скважины	в эксплуатационном объекте	длина столба газа по вертикали, м	коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины
	0,871	0,871	7,26		15-20		нет	нет	1,15

 

 

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал залегания объекта нагнетания, м

Название (тип) нагнетаемого агента (ВОДА, НЕФТЬ, ГАЗ и т.д.)

Режим нагнетания

Пакер

Жидкость за НКТ

плотность жидкости, г/см^3

относительная по воздуху плотность нагнетаемого газообразного агента

интенсивность нагнетания, м^3/сут

давление на устье, кгс/см^2

температура нагнетаемого агента, ^0С

шифр

глубина установки, м

тип

плотность, г/см^3

от (верх)

до (низ)

Строительство нагнетательных скважин проектом не предусмотрено

Конструкция скважины

Конструкция скважин проектируется на основании анализа литологических особенностей горных пород, графика совмещенных давлений, анализа ожидаемых осложнений в скважинах с учетом требований "Правил охраны недр" ПБ 07-601-03, "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" ПБ 08-624-03, технологических регламентов, нормативных документов и опыта строительства скважин в сходных геологических условиях.

Таблица 5.1 - Характеристика и устройство шахтового направления

Наружный диаметр, мм	Длина, м	Марка (группа прочности материала)	Толщина стенки, мм	Масса, т	ГОСТ, ТУ, и т. д. на изготовление
1 м колонны	общая
Шахтовое направление не предусмотрено

 

Обоснование диаметров долот

Диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны определен в соответствие с требованием правил. Величина минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определена по формуле:

Dд.=Dм+2*∆

Dд.= 166+2*15=196мм

Dд.=271+2*20=311мм

Dд.=351+2*30=411мм

D_д - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

D_м - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

· Æ 393,7 мм - бурение под направление Æ 324 мм;

· Æ 295,3 мм - бурение под кондуктор Æ 245 мм;

· Æ 215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну Æ 146 мм.

Согласно ГОСТ 20.692 - 2003

Рисунок 5.1 Совмещенный график давлений