10. Обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей

На разведочных объектах в формирующих нефтяных скважинах при выполнении нижеследующего обязательного комплекса ГДИС на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей при выполнении работ рекомендуется руководствоваться следующими методическими указаниями [2, 12, 14, 69].

Время эксплуатации скважины через устьевой штуцер до полной очистки призабойной зоны от механических примесей в зависимости от проницаемости коллекторов: более 0.1 мкм2 - 36 ч; 0.1-0.05 мкм2 - 48 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 72 ч; менее 0.01 мкм2 (пульсирующие) - 96 ч.

10.2.1. Для скважин, эксплуатирующихся с высокими устойчивыми дебитами

10.2.1.1. Последовательная отработка скважины на 4-5 режимах прямым ходом (с минимального штуцера) и одном оптимальном режиме обратным ходом до их соответствия установившемуся состоянию. Время эксплуатации на одном режиме отработки составляет: для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0.1 мкм2 не менее 48 ч; 0.1-0.05 мкм2 - 72 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 96 ч.

10.2.1.2. Замеры на каждом технологическом режиме установившихся дебитов жидкой и газообразной фаз пластового флюида. Замер дебита производится в течение не менее 4-х часов. Определение степени загрязнения нефти, содержания воды в нефти.

10.2.1.3. Замеры давлений и температуры - устьевых (трубного и затрубного), забойных на каждом установившемся режиме. Время выдержки манометра на забое (в интервале притока) не менее 30 минут. Снятие профилей давления и температуры по глубине скважины на каждом режиме (через 250 м).

10.2.1.4. Регистрация во времени двух-трех кривых восстановления давления на забое (КВД) и на устье после отработки на различных режимах. Время снятия кривой нарастания забойного давления для коллекторов с абсолютной проницаемостью более 0.1 мкм2 не менее 48 ч; 0.1-0.05 мкм2-72 ч; 0.05-0.01 мкм2 - 144 ч.

10.2.1.5. Разовый замер пластового давления после снятия КВД с выдержкой скважины в течение 24 ч.

10.2.2. Для пульсирующих низкодебитных скважин

10.2.2.1. Выдержка скважины в течение 24 ч после очистки с целью замера пластового давления.

10.2.2.2. Замер распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м) и пластового давления.

10.2.2.3. Эксплуатация скважины только на одном режиме в течение не более 192 ч.

10.2.2.4. Замер дебитов по нефти и газу при отработке через трапную установку.

10.2.2.5. Замер распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед снятием кривой нарастания забойного давления.

10.2.2.6. Снятие кривой восстановления забойного давления в течение не менее 144 ч.

10.2.2.7. Снятие профилей давления и температуры в стволе простаивающей скважины.

10.2.3. Для скважин с фонтанирующим высоким и устойчивым притоком нефти и воды

10.2.3.1. Эксплуатация скважины на штуцере (4-5 мм) до постоянства дебитов нефти и воды через трапную установку. Время отработки скважины определяется также как и для нефтяных фонтанирующих скважин.

10.2.3.2. Замеры установившихся дебитов нефти, газа и воды.

10.2.3.3. Замер устьевых и забойных давления и температуры, распределения давления и температуры по стволу скважины (через 250 м) перед закрытием на восстановление давления.

10.2.3.4. Снятие кривой восстановления забойного давления. Продолжительность регистрации нарастания давления определяется также как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

10.2.3.5. Контрольный замер пластового давления и распределения давления и температуры по стволу простаивающей скважины (через 250 м). Для этого скважину выдерживают в течение 24 ч после снятия КВД.

10.2.4. Для скважин с низкими пластовыми давленими (с низкими статическими уровнями)

10.2.4.1. После промывки скважины замеряется пластовое давление (статический уровень).

10.2.4.2. Кратковременное возмущение скважины осуществляется пуском скважины в эксплуатацию ЭЦН, ШГН или свабированием. Замеряется (рассчитывается) дебит.

10.2.4.3. Скважины исследуются методом прослеживания уровня (с помощью эхолота) или регистрируют кривую восстановления давления с помощью глубинного манометра.

10.2.4.4. Методы обработки данных исследований таких скважин представлены в Приложении Б.

10.2.5. Отбор представительных проб пластовых флюидов

10.2.5.1. Количество отбираемых глубинных проб нефти из одной скважины должно быть не менее трех. Пробы пластовой нефти считаются представительными, если физико-химические характеристики не менее чем по двум пробам окажутся идентичными.

10.2.5.2. Для нефтяных скважин качественность проб определяется по следующему признаку: давление на глубине отбора пробы должно быть выше давления насыщения.

10.2.5.3. Глубина отбора пробы устанавливается по результатам анализа профилей давления и температуры в скважине, работающей на минимальном устьевом штуцере. Подбором соответствующих координат определяют величину давления и температуры, при которой начинается выделение свободного газа из нефти [48]. Спуск глубинных пробоотборников производится на глубину 400-500 м ниже отметки начала разгазирования нефти.

10.2.5.4. В случае малодебитных скважин (не фонтанирующих) и поступления свободного газа с забоя работающей скважины (что также устанавливается по результатам анализа кривых распределения давления и температуры по стволу) забойные пробы нефти не отбираются. Анализ пластовой нефти производится по рекомбинированной пробе, которая составляется из устьевых проб нефти и газа сепарации.

10.2.5.5. Отбор проб газа сепарации (с факельной линии) в контейнер.

... Назад. | Содержание | Далее...