Наименование, единица измерения

Значение (текст, название, величина)

Площадь (месторождение)

Год ввода площади в бурение

Административное положение:

Республика

Область (край, округ)

Район

Температура воздуха:

Среднегодовая, ^оС

Наибольшая летняя, ^оС

Наибольшая зимняя, °С

Максимальная глубина промерзания грунта, м

Продолжительность отопительного периода, сутки

Преобладающее направление ветров

Наибольшая скорость ветров, м/с

Многолетнемерзлые породы, м

Кошильская

1976

Россия

Тюменская (Ханты-Мансийский)

Нижневартовский

-3

+34

-52

2,4

257

зимой ЮЗ-З, летом С-СВ

28

отсутствуют

Наименование, единица измерения

Значение (текст, название, величина)

1

2

Рельеф местности

Состояние местности

Толщины:

снежного покрова, см

почвенного слоя, см

Растительный покров

Категория грунта

Залежи

Глубина залегания

Тип залежи

Площадь км²

Тип коллектора

Средняя эффективная толщина, м

Абсолютная отметка ВНК, м

БС₁

2015

пластовый, сводовый

141

поровый

5,5

2014

БС_2-3

2050

пластовый, сводовый

52

поровый

14,2

2014

БС₁₀

2300

структурный, литологический

300

поровый

10,6

2280–2300

БС₁₁

2400

Литологически экранированный

61

поровый

4,6

2280–2300

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве

Коэффициент каверзности интервала

От (кровля)

До (подошва)

Название

Индекс

Угол

Азимут, град

Град.

Мин.

1

2

3

4

5

6

7

8

0

60

Чертвертичные отложения

Q

-

-

-

1,3

60

100

Туртасская свита

P2/3

-

-

-

1,3

100

220

Новомихайловская свита

P2/3

-

-

-

1,3

220

340

Атлымская свита

P1/3

-

-

-

1,3

340

490

Тавдинская свита

P1/3-P3/2

-

-

-

1,3

490

690

Люлинворская свита

P2/2

-

-

-

1,25

690

790

Талицкая свита

P1

-

-

-

1,25

790

840

Ганькинская свита

K2

-

-

-

1,25

840

970

Березовская свита

K2

-

-

-

1,25

970

995

Кузнецовская свита

K2

-

-

-

1,25

995

1775

Покурская свита

K2+K1

-

30

-

1,25

1775

1895

Алымская свита

K1

1

30

-

1,25

1895

2150

Вартовская свита

K1

1

30

-0

1,25

2150

2245

Мегионская свита

K1

2

30

-60

1,25

2455

2300

Баженовская свита

J3

2

30

1,25

2300

2330

Георгиевская свита

J3

2

30

1,25

2330

2400

Васюганская свита

J3

3

-

1,25

2400

2492

Тюменская свита

J1–2

До 4

-

1,25

Индекс страт – го подразделения

Интервал, м

Горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав)

от (верх)

до (низ)

№ п/п в интервале

Краткое название

% в интервале

Q

0

60

Супеси, суглинки, глины

Супеси, суглинки, глины плотные, микрослоистые

P 2/3

100

220

Пески, глины

Чередование песков серых, т/з, м/кварцевых и глин серых, песчанистых

P 1/3

220

340

Пески, глины

Пески серые м/з, кварцевые, глины серые, алевритистые

P 1/3 – P 3/2

P 2/2

P 1

340

490

690

490

690

790

Глины

Глины

Глины

Глины зеленые, сидеритизированны

глины серые, алевритистые

глины однородные, алевритистые, в глауконитовые

K 2

790

840

Глины

Глины с раковистым изломом, глауконитовые

K 2

840

970

Глины, опоки

Глины однородные, алевритистые, опоки серые

K 2

K 2 + K 1

970

995

995

1775

Глины

Глины, песчаники, пески

Глины темно серые, однородные, массивные

Пески глинистые, песчаники поровые, глины с зеленоватам оттенком, алевритистые

K 1

K 1

1775

1895

1895

2150

Глины

Песчаники, алевролиты, глины

Глины серые с прослоями алевролитов

Песчаники серые, аркозовые, полиметаловые, к/з, с/з, алевролиты слюдистые, глины серые, алевритистые

K 1

2150

2245

Песчаники, алевролиты, аргиллиты

Песчаники с/з, м/з с включениями дерита, аргиллиты темно-серые

J 3

2245

2330

Аргиллиты

Аргиллиты черные, битуминозные, с прослоями известняков

J 3

2330

2400

Аргиллиты

Аргиллиты темно-серые с глинисто-известковистыми породами

J 3

2400

2492

Песчаники, аргиллиты, алевролиты

Песчаники с линзами аргиллитов, включениями углистого детрита, аргилиты серые, темно-серые с прослоями алевролитов

Наименование показателя

Ед. изм. Основные показатели

Проектная глубина скважины

М 2540 метров

Проектный горизонт

Кембрий

Бурение

Наклонно-направленное

Дирекционный угол

14220 с отходом 342

Буровая установка

«УРАЛМАШ-3Д»

Силовой привод

Дизельный

Вышка

ВБ 53*320 М

Насосы

У 86 МА 2

Категория скважины

II

Длина свечи

М 37,5 м

Способ бурения

Роторно-турбинный

Тип промывочной жидкости

Глинистый раствор

Время сооружения скважин, всего

Сут

103,9

В том числе при бурении

Направление

Сут.

-

Кондуктор

Сут.

Конструкция скважины принята из расчета обеспечения защиты подземных вод от загрязнения и обеспечения безаварийной проводки скважины. Шахтовое направление 426 мм забивается на глубину 10 м. Цель спуска – перекрытие и изоляция подпочвенных вод, укрепление устья и обвязка с циркуляционной системой.

Кондуктор с диаметром 324 мм спускается на глубину 120 м с целью перекрытия неустойчивого разреза четвертичных отложений и цементируется до устья скважины. Для технологических целей на 324 мм колонну устанавливается превентор ППГ 250*350.

Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1270 м и цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2540 м и цементируется в интервале 1170–2540 м.

Таблица 4.1.2. Материалы для бурового раствора

Основные технические характеристики «УРАЛМАШ-3Д» приведены в табл. 1.0.

Таблица 10. Основные технические характеристики «УРАЛМАШ-3Д»

Привод лебедки, ротора и одного бурового насоса – групповой от трех дизелей типа В2–500ТК-С4. Привод второго бурового насоса – индивидуальный от двух дизелей типа В2–500ТК-С4.

Средства механизации:

• Ключ буровой АКБ-3М2 Э или АКБУ для свинчивания и развинчивания бурильных труб;

• Пневмоклиновой захват ПКР 560 М-ОР или ПКР БО 700 для удержания бурильной колонны;

• Пневмораскрепитель для затяжки или раскрепления замковых соединений бурильной колонны и для выполнения других грузоподъемных работ;

• Вспомогательная лебедка грузоподъемностью 4,5 т для свинчивания труб обсадной колонны и для выполнения других грузоподъемных работ;

• Кран 3,2–5,7 – У1 для выполнения грузоподъемных операций при ремонтных работах в приводном блоке;

• Кран консольно-повортный грузоподъемностью 0,5 т для выполнения грузоподъемных операций при ремонте насоса.

Монтаж и транспортирование оборудования осуществляется крупными блоками на тяжеловозах ТГ-60, ТГП-70 или волоком, агрегатами – на универсальном транспорте.

4.2 Расчет основных технико-экономических показателей

На основании приведенных данных было определено нормативное время на выполнение отдельных процессов и операций: определены затраты времени на бурение, спускоподъемные операции, вспомогательные процессы (установку кондуктора, технической и эксплуатационной колонны, промыслово-испытательные работы и т.д.). Определены суммарные затраты времени на сооружение всей скважины, а также механическая, рейсовая, техническая и парковая скорости, нормативная производительность.

Произведен на основании данных ГТН и местных норм времени на механическое бурение поинтервально по формуле:

, (1)

где Т_мех – общее нормативное время на механическое бурение, мин;

H_i – величина интервала по нормативной пачке, м;

m_i – нормативное время на бурение 1 м в данном интервале по нормативной пачке, мин/м.

Т_мех1 = мин

Т_мех2 = мин

Т_мех3 = мин

Т_мех4 = мин

Т_мех5 = мин

Т_мех6 = мин

Т_мех7 = мин

Т_мех8 =306 мин

Т_мех9 =мин

Т_мех10 =мин

Т_мех11 =мин

Т_мех12 =мин

Т_мех13 =мин

Т_мех14 =мин

Т_мех15 =мин

Т_{мех.общ.} = 13635,71 мин = 227,2 часа

Количество наращиваний определяется поинтервально для каждой нормативной пачки по формуле:

, (2)

где - количество наращиваний бурильной колонны;

H_i – длина интервала нормативной пачки, м;

l – длина трубы, м.

n₁=раз

n₂=раз

n₃=раза

n₄=раза

n₅=раз

n₆=раз

n₇=раз

n₈=раз

n₉=раз

n₁₀ = раз

n₁₁=раза

n^нар_общ = 10+18+22+34+8+8+11+28+26+6+4 = 175 наращиваний.

Общее время на наращивание определяется суммированием произведением наращиваний на норму времени одного наращивания, принятую по ЕНВ-85 (t_нар=12.5 мин): Т_нар = 12,5*175 = 2187,5 мин = 36,5 часа.

Для расчета количества спускаемых и поднимаемых свечей необходимо определить количество долблений (m_д) для каждого рассчитываемого интервала путем деления общей мощности данного интервала (H_i) на нормативную проходку на долото (h_i):

, (3)

(4)

m_d1 = долбление

m_d2 = долбления

m_d3 = долбления

m_d4 = долбления

m_d5 = долбления

m_d6 = долблений

m_d7 = долбления

m_d8 = долблений

m_d9 = долбления

m_d10 = долбления

m_d11 = долблений

m_d12 = долблений

åm_d = 1+2+2+4+3+13+4+7+28+2+1+0 = 67 долблений.

Определив суммарное количество долблений, можно определить количество спускаемых свечей из выражения:

, (5)

где N_C – количество спускаемых в скважину свечей, шт.;

m – количество долблений, округленное до целых чисел, долб.;

Н₁ – начальная глубина интервала, м;

Н₂ – конечная глубина интервала, м;

d – длина неизменяемой части инструмента (квадрат, турбобур, удлинитель, УБТ, долото и т.д.), м;

h – проходка на долото, м;

L – длина свечи, м.

N_c1=св.

N_c2=св.

N_c3=св.

N_c4=св.

N_c5=св.

N_c6=св.

N_c7=св.

N_c8=св.

N_c9=св.

N_c10=св.

N_c11=св.

N_c12= 0 св.

Зная количество спускаемых свечей, рассчитывают количество поднимаемых свечей:

, (6)

где N_п – количество поднимаемых свечей, шт.;

n₁ – количество долблений без учета округлений, долб.;

h*n₁ – мощность интервала, м.

N_n1=св.

N_n2=св.

N_n3=св.

N_n4=св.

N_n5=св.

N_n6=св.

N_n7=св.

N_n8=св.

N_n9=св.

N_n10=св.

N_c11= св.

N_c12=св.

Зная N_c и N_п и определив норму времени на подъем (t_п = 1,6 мин) и спуск (t_c = 1,4 мин) одной свечи поинтервально, находят затраты времени на СПО – Т_СПО:

Т_с =åN_c*t_c (7)

Т_с = 2056*1,4 = 2878,4 мин = 47,8 часа.

Т_п =åN_п*t_п (8)

Т_п = 2115*1,6 = 3384 мин = 56,4 часа.

Т_СПО = Т_п + Т_с (9)

Т_СПО = 47,8+56,4 = 104,2 часа.

Время на крепление состоит из:

• времени на проработку ствола скважины

• времени на промывку перед спуском обсадных труб

• времени на ПЗР при спуске обсадных труб

• времени на спуск обсадных труб и приварка муфтовых соединений

• времени на промывку скважины во время спуска обсадных труб

• времени на промывку скважины перед цементированием

• времени на ПЗР к цементироваю колонны

• времени на цементирование скважины

• времени на оборудование устья скважины

• времени на разбуривание цементной пробки

• времени на промывку скважины после разбуривания цементной пробки

• времени на испытание эксплуатационной колонны на герметичность.

Данное время (T_креп.) принимаем равным 250,3 часа, то есть принимаем время на крепление указанное в режимно-технологической карте по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении.

Подготовительно-заключительные работы (ПЗР).

Данное время (Т_ПЗР) принимаем равным 177,6 часа, то есть принимаем время на ПЗР взятое из режимно-технологической карты по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении.

Смена долота.

Время на смену долота определяется произведением общего количества долблений (m_д) и нормы времени на смену долота, которое получается путем суммирования нормы времени на отвертывание долота – 0,12 час и нормы времени на навертывание долота – 0,12 час:

Т_см.дол.= m_д ´ t_см.дол. (10)

Т_см.дол. = 55 ´ 0,24 = 13,2 часа.

Проверка превентора.

Предусмотрена установка одного превентора. Проверка его закрытием плашек производится по одному разу на долбление. Время на проверку превентора в каждом интервале рассчитывается умножением количества долблений на норму времени на одну проверку (t_{пров.прев.} = 0,53 часа):

Т_{пров.прев.1} = 1 ´ 0,53 = 0,53 часа

Т_{пров.прев.2} = 2 ´ 0,53 = 1,06 часа

Т_{пров.прев.3} = 2 ´ 0,53 = 1,06 часа

Т_{пров.прев.4} = 4 ´ 0,53 = 2,12 часа

Т_{пров.прев.5} = 3 ´ 0,53 = 1,59 часа

Т_{пров.прев.6} = 8 ´ 0,53 = 4,24 часа

Т_{пров.прев.7} = 1 ´ 0,53 = 0,53 часа

Т_{пров.прев.8} = 2 ´ 0,53 = 1,06 часа

Т_{пров.прев.9} = 1 ´ 0,53 = 0,53 часа

Т_{пров.прев.10} = 9 ´ 0,53 = 4,77 часа

Т_{пров.прев.11} = 7 ´ 0,53 = 3,71 часа

Т_{пров.прев.12} = 6 ´ 0,53 = 3,18 часа

Т_{пров.прев.13} = 7 ´ 0,53 = 4,77 часа

Т_{пров.прев.14} = 2 ´ 0,53 = 1,06 часа

Т_{пров.прев.} = 0 часов.

Общее время на проверку превентора рассчитывается суммированием времен на проверку превентора по интевалам:

Т^{пров.прев.}_общ. = 0,53 + 1,06 + 1,06 + 2,12 + 1,59 + 4,24 + 0,53 + 1,06 + 0,53 + 4,77 + 3,71 + 3,18 + 4,77 + 1,06 = 30,21 часа.

Смена и проверка турбобура.

На месторождениях нефти Калиниградской области применяются как одно-, так и двух- и трехсекционные турбобуры (нормы времени на их смену и проверку см. в табл. 11.).

Таблица 11. Номы времени на смену турбобуров

Т_{см.турб.} = 1´0,53+4´1,73+1´1,22 = 8,67 часа.

Промывка скважины после спуска и перед подъемом инструмента.

Определяется средняя глубина рассчитываемого интервала . Находится нормативное время (в мин) на один цикл прохождения раствора на каждые 100 м (t_пром. = 1,02 мин).

Т_промi=, (11)

где ц = 2.

Т_пром.15 = 0 часов.

Т^пром._общ. = 0,02+0,16+0,33+ = 27,98 часа.

Опрессовка бурильных труб.

Согласно табл. 10 ЕНВ на глубину 2190 м приходится 86 свечей, а за вычетом УБТ (утяжеленных бурильных труб) – 107 – 1 = 85 свечей. Норма времени на опрессовку бурильных свечей складываются из следующих операций:

1. Подготовительные работы – 0,96 час;

2. Опрессовка 1 свечи – 8 мин: Т_опр.св.= 8 ´ 85 = 680 мин = 11,3 часа;

3. Заключительные работы – 0,64 час.

Общее время на опрессовку бурильных труб: T ^опр.св._общ.= 0,96+11,2+0,64 = 15,6 часа.

В бурении данной скважины предусматривается применение 1 свечи УБТ (или 2 труб). Норма времени на сборку одной свечи УБТ нужного диаметра путем наращивания составит: 0,34 часа ´ 2 трубы = 0,68 часа.

При вводе в бурение 1 свечи УБТ сборка УБТ осуществляется при спуске инструмента. Норма времени на спуск инструмента составит: 0,19 часа ´ 2 трубы = 0,38 часа.

По окончании бурения УБТ разбираются (§ 17 ЕНВ). Норма времени на разборку 1 свечи или 2 труб составит: 0,19 часа ´ 2 трубы = 0,38 часа.

Общее время на сборку и разборку УБТ: T^{сб.разб.УБТ}_общ = 0,68 + 0,38 + 0,38 = 1,44 часа.

Разборка бурильных свечей.

После испытания эксплуатационной колонны на герметичность производится разборка бурильных свечей в шурфе или скважине. Норма времени на одну свечу – 10 мин. Количество свечей, подлежащих разборке, за минусом 1 свечи УБТ – (86 – 1) = 85 свеч. Общее время на разборку будет: 10 мин ´ 85 = 850 мин.

На подготовительно–заключительные работы по нормам (§ 22 без п. 1,3,4) требуется 117 мин.

Всего на разборку бурильных свечей с ПЗР: Т_{разб.бур.св.} = 850 + 117 = 967 мин = 16,1 часа.

Переоснастка талевой системы.

Нормативное время на переоснастку талевой системы составляет: t_{пер.тал.сис.} = 2,31 часа.

Проработка скважины.

Проработка скважины в интервале 2430–2540 м производится с применением 1 свечи УБТ. В общее время на проработку ствола скважины должно входить время на:

1. Подготовительные работы перед спуском инструмента – 6 мин;

2. Навертывание проверочного долота – 7 мин;

3. Спуск бурильных свечей на конечную глубину проработки – 2540 м (проработка ведется свечами через одиночку).

Расчет времени на промыслово-геодезические исследования (ГИС).

Промыслово-геодезические исследования строящихся КМУБРом скважин осуществляются силами геологов из объединения. Для этого в балансе времени им выделяется в среднем на скважину 73,6 часа, т.е. Т_ГИС = 73,6 часа.

Ремонт.

Данное время (T_рем.) принимаем равным времени на ремонт, указанном в режимно-технологической карте по проводке наклонно-направленных скважин на Алешкинском месторождении. Таким образом, T_рем = 99,4 часа.

Общее нормативное время на сооружение скважины будет равно сумме затрат времени на все производительные процессы и операции, предусмотренные технологическим циклом.

Т_общ = Т_мех + Т_СПО + Т_нар + Т_креп + Т _ПЗР + Т_см.дол. + Т_{пров.прев.} + Т_пром. + Т_{см.турб.} + Т_опр.св. + Т_{сб.разб.УБТ} + Т_{разб.бур.св.} + Т _{переос.} + Т_прор. + Т_{проч.всп.} + Т_ГИС + Т_рем (12)

Т_общ = 227,3 + 104,2 + 36,5 + 177,6 + 13,2 + 30,2 + 28 + 8,7 + 12,9 + 1,4 + 16,1 + 10,4 + 50,1 + 73,6 + 99,4 = 889,6 часа = 37 суток.

Т_р = Т_мех + Т_СПО + Т_нар (13)

Т_р = 227,3 + 104,2 + 36,5 = 368 часов = 15,3

Т^вспом._общ. = Т_креп + Т _ПЗР + Т_см.дол. + Т_{пров.прев.} + Т_пром. + Т_{см.турб.} + Т_опр.св. + Т_{сб.разб.УБТ} + Т_{разб.бур.св.} + Т _{переос.} + Т_прор. + Т_{проч.всп.} + Т_ГИС (14)

Т^вспом._общ. = 177,6 + 13,2 + 30,2 + 28 + 8,7 + 12,9 + 1,4 + 16,1 + 10,4 + 50,1 + 73,6 = 422,2 часа = 17,6 суток.

Таблица 12

4.3 Сметно-финансовые расчеты

Данные расчеты включают расчет механической, рейсовой, технической скоростей бурения, нормативной производительности, а также режим труда и сметную стоимость проектируемых работ.

Механическая скорость:

(15)

где Н_ск - глубина скважины, м.

Рейсовая скорость:

(16)

.

Техническая скорость:

(17)

Нормативная производительность:

(18)

В Тюменской области действует двусменный режим работ, характерный для вахтового метода (Т_см = 12 часов). В своем курсовом проекте я принимаю этот же режим, во-первых, из-за его простоты, а во-вторых, его оправданности в условиях небольших расстояний от города до бурового участка.

Цикл строительства скважины – 59.6 суток:

• Вышкомонтажные работы – 110.4 часа = 4.6 суток;

• Бурение, крепление – 37 суток;

• Освоение – 432 часа = 18 суток.

Таблица 13. План-график строительства скважины

Для определения затрат на строительство скважины по данному проекту была рассчитана сводная смета и сметные расчеты бурения скважины и крепления скважины, а также интервальная шкала сметной стоимости 1 м бурения в соответствии с конструкцией скважины, на основе фактических смет с учетом коэффициента повышения производительности труда = 1.15 (см. приложения).

Отклонение сметной стоимости 1 м бурения от фактической составило 573,55 руб.

5. Методика и объём проектируемых работ

5.1 Профиль ствола скважины

Таблица 14. Профиль ствола скважины

5.2 Целевое назначение и виды проектируемых работ

Назначение скважины – поддержание пластового давления.

Виды проектируемых работ:

1. Проведение подготовительных работ.

2. Монтажные работы, расчистка площадки под буровую, подведение водопровода, линии электропередачи, строительство подъездных дорог и т.д.).

3. Непосредственный процесс бурения.

4. Вскрытие продуктивного пласта.

5. Опробование и испытание скважины в процессе бурения.

6. Крепление скважины.

7. Разобщение пластов.

8. Испытание обсадных колонн на герметичность.

9. Освоение скважины.

10. Заключительные работы на скважине.

5.3 Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие продуктивного горизонта является первым этапом в комплексе работ по заканчиванию скважин. При вскрытии происходит углубление скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. При этом особое значение приобретают физико-химические процессы, которые действуют в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта (ПЗП), которая включает некий объем пород от стенки скважины вглубь пласта, подверженный влиянию при вскрытии. Основной задачей качественного вскрытия продуктивного горизонта является применение таких буровых растворов, которые минимально снижают проницаемость призабойной зоны.

Особое внимание уделяется схеме вскрытия продуктивного горизонта. На выбор той или иной схемы влияет ряд факторов, среди них можно выделить главные: пластовое давление, литологический состав горной породы – коллектора, ее устойчивость в стенках скважины.

При вскрытии продуктивного горизонта, особое внимание уделяется типу бурового раствора, воздействие, на коллектор которого является основной причиной загрязнения призабойной зоны пласта. В связи с этим, от правильного выбора типа и рецептуры бурового раствора зависят, в будущем, фильтрационные свойства пород коллектора. С другой стороны необходимо выбрать такой раствор, чтобы свести к минимуму отрицательные последствия его воздействия на фильтрационные свойства пород коллектора. В связи с этим, необходимо, чтобы разница между давлением столба бурового раствора и пластовым давлением не превышала 2,5 МПа. Так же необходимо, чтобы относительная плотность бурового раствора удовлетворяла следующему условию , где К_А, К_П – коэффициенты анормальности пластового давления и давления поглощения соответственно.

Топографо-геодезические работы ведутся в начале строительства скважины, а именно при обозначении на местности устья будущей скважины, при подготовительных работах. Ориентирование ствола скважины и определение пространственного положения скважины происходит при помощи инклинометра спускаемого в скважину. Толщина цементной стенки и качество строительства скважины определяется с помощью другого геофизического оборудования спускаемого в скважину.

5.4 Сводная таблица проектируемых работ

1. Подготовительные работы.

2. Топографо-геодезические работы.

3. Буровые работы.

3. Вскрытие продуктивного пласта.

4. Опробование и испытание скважины в процессе бурения.

5. Крепление скважины.

6. Разобщение пластов.

7. Испытание обсадных колонн на герметичность.

8. Освоение скважины.

9. Заключительные работы на скважине.

5.5 Заключительные работы на скважине

При исследовании скважин ставятся более широкие задачи, чем при опробовании. Определению подлежат промысловые характеристики скважины при установившихся режимах работы (дебит, забойное и пластовое давление, температура, коэффициент продуктивности скважины, проницаемость и гидропроводность пласта, состав и свойства пластового флюида). Режим работы считают установившимся, если при данном диаметре штуцера забойное и устьевые давления и дебит стабильны.

В нашем случае, когда скважина является эксплуатационной, точное и качественное определение промысловых характеристик пласта приобретает важное значение. Испытанию подлежит тог же интервал, что и при опробовании, представленный одним однородным пластом.

Исследование при одном режиме считается законченным, если два последовательных измерения давлений и дебитов практически совпадают.

Устьевые давления измеряют обычно через каждые 3 часа; забойные давления и дебиты – 1–2 раза в сутки. Длительность исследования одного пласта занимает несколько суток.

Спустя сутки после регистрации КВД (кривой восстановления давления) глубинным манометром делают дополнительное измерение пластового давления в закрытой скважине. После окончания исследования необходимо провести пробную эксплуатацию скважины на оптимальном режиме.

По соответствующей КВД с помощью определенных зависимостей определяют искомые гидродинамические характеристики пласта.

Список литературы

1. Геолого-технический наряд, ЗАО «Нижневартовскбурнефть».

2. Каналин В.Г., Ованесов М.Г., Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология: Учебник для вузов. - М. - Недра, 85.

3. Пермяков И.Г., Хайрединов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 86.

4. Программа на проводку скважины №717, ЗАО "Нижневартовскбурнефть"