Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений рд 153-39. 0-109-01

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]. 10.1. Освоение и очистка 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. Гидродинамические исследования 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. 11. ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКСЫ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН НА ЭТАПАХ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ И ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТОК 11.1. Минимальный комплекс ГИС, ГДИС, ТПИ, ГХИ и ГИРС по контролю за разработкой представлен в таблице 8. Рекомендуемые комплексы, периодичность проведения исследований указаны для эксплуатационных скважин различной категории по дебитам, по обводненности, при забойных давлениях выше и ниже насыщения, а также для нагнетательных, пьезометрических, наблюдательных, до и после проведения ГТМ. 11.2. Рекомендуется комплекс ГИС для контроля за разработкой, который представлен в таблице 9. 11.3. Обязательный и дополнительный комплексы исследований в открытом стволе для решения геологических и технических задач в эксплуатационных скважинах приведен в таблице 10 [2]. 11.4. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин приведен в таблице 11 [2]. 11.5. Обязательный и дополнительный комплексы ГИС в горизонтальных участках ствола эксплуатационных скважин приведен в таблице 12 [2]. 11.6. Обязательный и дополнительный комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин приведен в таблице 13 [2]. 12. ТРЕБОВАНИЯ К КАЧЕСТВУ И ОБЪЕМАМ КОМПЛЕКСИРОВАННЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 12.1. Качество и объемы комплексированных (ГИС, ГДИС и ГХИ) исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации о геолого-физических характеристиках продуктивных нефтяных и нефтегазовых залежей и пластов, необходимой для решения проблем проектирования, контроля и регулирования процессов разработки и добычи углеводородов. 12.2. Сроки, объемы, виды проведения комплексированных исследований скважин (ГИС = ГДИС = ГХИ) и их этапность, интервальность проведения в соответствии с настоящим "Методическим руководством" устанавливаются в геолого-технических проектах и лицензионных соглашениях на право пользования недрами. 12.3. Соответствие сроков, объемов и качества выполнения комплексированных исследований скважин проектам и лицензиям на использование недр, контролируется органами государственного геологического контроля, органами государственного горного надзора, Центральной комиссией по разработке Минэнерго РФ, действующими в пределах их компетенции в соответствии с утвержденными положениями об их деятельности. 12.4. Регистрация и хранение данных комплексированных исследований и отдельных их составляющих рекомендуется осуществлять в цифровом виде, под компьютерным управлением и контролем, в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующими "Техническими инструкциями", обеспечивающими возможность передачи первичной информации по каналам связи и ее архивации в электронных базах и банках данных. Компьютерные программы регистрации должны обеспечивать метрологический контроль качества в ходе регистрации. 12.5. Конечные результаты комплексированных исследований скважин и отдельных их составляющих должны включать данные о геолого-физических характеристиках, предусмотренные в таблицах 4, 5, 6 и на рисунке 6. 12.6. По результатам комплексированных исследований скважин и отдельных их видов должны составляться заключения с рекомендациями по практическому их использованию с информацией об экономических аспектах их реализации. 12.7. Итоговое заключение по результатам комплексированных исследований скважин должно содержать информацию о задачах исследований, методических и теоретических (схематично) обоснованиях, выбранных способах исследований, объемах выполненных исследований и примененных методиках обработки данных исследований скважин (в т.ч. с использованием компьютерных технологий), их соответствии "обязательным" и "дополнительным" комплексам и согласно настоящих "Методических указаний", рекомендациях по практическому использованию результатов с оценкой экономических аспектов проведенных работ и реализации рекомендаций. 12.8. Схематическое соотношение различных этапов разработки, стадий проектирования и применения комплексированных методов исследований скважин и пластов приведено на рисунке 4. Таблица 8. Минимальный комплекс гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений № п/п Типы комплексных исследований Виды измерений и исследований скважин Промысловые гидродинамические методы исследования скважин ГИС ТПИ, ГИРС, ГХИ ГИРС Категории и виды скважин Текущая промысловая информация Дебит (приемистость) жидкости Обводненность продукции Газовый фактор Гф буфер- ное и меж- труб- ное давле- ние. Рбуф., Рзат. Забой- ное дав- ление, Рзаб. Плас- товое дав- ление, Рпл. Метод восс- танов- ления дав- ления Метод уста- новив- шихся отбо- ров Про- филь при- тока, источ- ники и интер- валы обвод- нения Про- филь погло- щения Плас- товая темпе- ратура Конт- роль поло- жения ВНК и оценка изме- нения нефте- насы- щен- ности Конт- роль поло- жения ГНК и оценка изме- нения нефте- газо- насы- щен- ности Отбор и анализ проб попут- ной воды Отбор и анализ глу- бин- ных проб нефти Анализ зака- чивае- мой воды, содер- жание КВЧ, окиси железа и др. Обсле- дова- ние тех- ничес- кого сос- тояния сква- жин низко- дебит- ное (до 5 т/сут.) средне- дебит- ное (5-25 т/сут.) высоко- дебит- ное (более 25 т/сут.) без- водные (до 2 %) и высоко- обвод- ненные (более 90 %) низко- и средне- обвод- ненные (2-90%) при Рпл > Рнас при Рпл < Рнас 1 Действующие добывающие П в т. ч. фонтанные газлифтные оборудов. ЭЦН оборудов. ШГН 2 Действующие нагнетательные С 3 Контрольные а) пьезометрические б) наблюдательные 4 Водозаборные 5 При проведении ремонта или ГТМ: с изменением режима эксплуатации или сменой оборудования до начала работ V V V V V V V V V V V после прове- дения работ V V V V V V V V V V V V с изменением состояния призабойной зоны до начала работ V V V V V V V V V V V V V после прове- дения работ V V V V V V V V V V V V с изоляцией приобщением пластов до начала работ V V V V V V V V V V V V V V V после прове- дения работ V V V V V V V V V V V V V V V Условные обозначения: С один раз в сутки один раз в 3 дня один раз в 7 дней два раза в месяц один раз в месяц один раз в квартал один раз в полугодие один раз в год для первой стадии один раз в 2 года V разовые исследования П профилактические для второй стадии один раз в год Примечание к таблице 8. а) Исследования рекомендуется проводить со следующим процентом охвата указанной категории скважин: 1 - 100%, 2 - 50%, 3 - 3-5%. б) Рекомендации в числителе относятся к начальной стадии разработки - стадии слабой изученности залежи, а в знаменателе - стадии достаточной изученности, стадии возможного сокращения объемов.

Похожие:

	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... Разработан Федеральным государственным учреждением "Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации и Кафедрой "Нефтегазовый...		Согласовано Генеральный директор ОАО «Саратовнефтегаз» Исследование нефтяных объектов согласно рд 153-39. 0-109-01 (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических...
	Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и... Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах		Техническое задание на поставку геофизической лаборатории с набором... Общие требования: поставка геофизической лаборатории с набором скважинных геофизических приборов для выполнения геофизических исследований...
	Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием...		Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум»
	Методические указания к лабораторным занятиям по дисциплинам «Методика... Методические указания разработаны кандидатом геолого-минералогических наук, доцентом кафедры месторождений полезных ископаемых Н....		1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений
	Методические указания по выполнению выпускных квалификационных работ... Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования		Методические указания n 2001/109 Методические указания предназначены для врачей и лаборантов спк и лечебно-профилактических учреждений, а также всех специалистов...
	Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной... Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной дисциплине являются частью программы подготовки специалистов...		Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине... «Вторичное вскрытие продуктивных пластов» для магистрантов, обучающихся по направлению 21. 04. 01 «Нефтегазовое дело», профиль программы...
	О взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве геофизических Заказчика и Подрядчика при производстве гирс» (далее «Положение») предусмотрены требования по организации выполнения геофизических...		Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального...
	Методические указания для студентов по выполнению курсовой работы... Методические указания составлены в соответствии с Федеральными государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки...		Методические указания при разработке Настоящие методические указания устанавливают технические нормы носящие рекомендательный характер при разработке газовых и газоконденсатных...