Таблица 11
Конструкция скважин
Скважи-на
э/колонна
Забой
Перфорация
Ф, мм
Толщи-на стенок, мм
Исскуствен-ный, м
Теку-щий, м
Дата
Интервал
Тип перфора-тора
Плот-ность
4006
146
8
1360
1358
1991
1278-1279,8; 1280,4-1282,4; 1283,6-1286
ПК-105
10
4025
1480
1988
1377,4-1378,8; 1380,2-1381,4; 1383-1385,6; 1389-1391,6; 1393-1396
2806
1510
1500
1990
1436.4-1438.0; 1438.8-1440.4; 1444.4-1450.4
4002
1520
1490
1985
1451.2-1452.8; 1459.4-1461.2; 1462.0-1464.2; 1468.0-1472.0
2805
7
1488
1485
1987
1418.8-1420.4; 1422-1423.2; 1428-1431.6
2792
1521
1515
1423.2-1424.4; 1428.0-1429.2; 1436.4-1438.4; 1445.6-1447.2; 1449.0-1451.6
2758
1430
1420
1346.8-1348.0; 1349.0-1350.0; 1352.4-1361.0; 1380.8-1384.0
2814
1468
1460
1986
1403.0-1405.2; 1412.2-1413.8; 1418.4-1422.8
3786
1503
1442.8-1445.2; 1453.0-1454.0; 1455.2-1457.6
2817
1430.8-1433.0; 1435.0-1436.0; 1437.0-1438.0; 1440.8-1446.0
Таблица 12
Физико-химические свойства по скважинам-кандидатам.
Скважина
Рпл, атм
Рзаб, атм
Рнас, атм
Вязкость, мПа·с
Объемный коэффициент
Скин-фактор
Нэф, м
Проницаемость, мД
Плотно-сть нефти. пов.усл., т/м³
111
50
65
20,87
1,028
25,148
5,2
100
0,889
124
48
62
21,30
1,100
23,146
10,0
87
66
20,01
1,056
25,147
7,4
97
138
52
68
20,90
1,080
24,657
22,2
81
135
54
63
21,80
1,102
26,822
6,6
86
125
51
21,89
1,112
25,444
79
127
47
61
22,34
1,038
20,176
9,0
96
31
20,08
1,097
26,688
123
20,84
26,442
9,8
94
23,41
1,084
25,233
12,0
83
2.5.3. Технология проведения гидравлического разрыва пласта
1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.
2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.
3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.
4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.
5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.
6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.
7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.
8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.
9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3 чистой загеленной жидкости разрыва.
10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.
11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.
12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.
13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.
14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. /4/.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26
