1) расположения скважины-кандидата;
2) расположения соседних скважин, включая нагнетательные;
3) расположения скважин с выполненными ГРП;
4) легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.
2. Данные по добыче прошлых лет:
1) графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;
2) текущий режим эксплуатации;
3) сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т.ч. данные ГИС.
3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:
1) ГК, ПС, пористость, сопротивление и/или данные акустического каротажа;
2) содержать сведения об интервале как минимум на 50м выше и 50м ниже интересуемой зоны;
3) на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоящие и планируемые в будущем);
4) текущий и планируемый искусственный забой;
5) должна быть показана кровля всех зон.
4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:
1) пластовое давление;
2) пластовая температура;
3) пористость;
4) литология;
5) местонахождение разломов;
6) естественная трещиноватость коллектора.
5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:
1) модуль Юнга;
2) данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны являться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;
3) проектные кровля и подошва трещины;
4) требуется изоляция перфорационных отверстий для обеспечения развития трещины в целевой зоне?;
5) представляет ли проблему близкорасположенный водоносный горизонт?
6. Представляет ли проблему вынос проппанта?
7. АКЦ с данными по 50м выше и ниже целевого интервала.
8. Схемы конструкции скважин с указанием расположения интервалов перфорации, высоты подъема цемента, интервалов посадки и диаметров, цементных мостов-пробок, мест выполнения ловильных работ.
9. Сведения по обсадным и НКТ колоннам:
1) диаметры, марки стали, интервалы спуска;
2) наличие хвостовика в скважине?;
3) диаметр планируемой колонны ГРП?;
4) выдержит ли колонна ГРП преждевременный «Стоп»?;
5) выдержит ли затруб ожидаемые давления?;
6) достаточно ли качество цементирования над предполагаемой высотой трещины?;
7) достаточно ли сцепление цементного камня (качество и количество) чтобы избежать смятия обсадной колонны над пакером?;
8) можно ли выполнить исследование с применением тетраборнокислого натрия или импульсный нейтронный каротаж для выявления воды в каналах цементного камня?
10. Данные о перфорации:
1) тип перфоратора;
2) плотность перфорации (отв. на м);
3) диаметр и глубина отверстий (мм);
4) фазирование (град);
5) отношение диаметра к макс. размеру частиц проппанта (меш).
11. Искривление ствола:
1) глубина максимальной кривизны ствола;
2) отклонение от вертикале на кровле интервала перфорации.
12. Полные данные по эксплуатации скважины.
13. Наземные сооружения.
14. Поддержка проекта со стороны ППД:
1) в состоянии ли нагнетательные скважины обеспечить повышенные объемы нагнетания в связи с возросшим отбором нефти?;
2) требуется карта (схема) заводнения.
При выполнении ГРП колонна подвергается экстремальным нагрузкам: Аномальные давления. При выполнении ГРП давление на устье может превышать 680 атм. Очень важно, чтобы ФА была пригодна для работы с такими давлениями
Абразивные составы. Важно защитить ФА от чрезмерной эрозии.
Высокие нагрузки на НКТ и пакер
Высокие нагрузки на обсадную колонну. Обсадная колонна должна выдерживать давления в затрубе, необходимые для выравнивания давлений ГРП в колонне ГРП.
Высокие нагрузки на хвостовик. Хвостовики должны выдерживать высокие забойные давления ГРП.
Жидкости – всегда следует проверять жидкости до начала КРС: качество, плотность, процент содержания соли, кальция и магния в воде, общее содержание взвешенных частиц и рН. В качестве основных жидкостей рекомендуется отфильтрованная до 10 микрон вода с 3% содержанием хлористого калия. «Чистую» нефть необходимо проверить на содержание воды и частиц песка. Для глушения скважин и КРС должна применяться только нефть с содержанием частиц песка < 0.003%. Все емкости для хранения нефти должны быть очищены паром. Для транспортировки разрешается использование только очищенных емкостей. Перед применением все жидкости подлежат обязательной проверке.
Посадка пакера. Запрещается спуск скребков и пакеров ниже интервала перфорации. Обычно пакер устанавливается на расстоянии 35 мм над перфорационными отверстиями. В случае надежного цементирования пакер может устанавливаться на высоте до 50 метров над верхними перфорационными отверстиями. Одно соединение НКТ устанавливается ниже пакера. В ежедневный отчет по КРС должны включаться данные по глубине посадки пакера и весу лифтовой колонны до и после установки. Отклонения от заданных параметров должны также фиксироваться в отчете.
Интервал проработки обсадной колонны скребком. Проработка обсадной колонны скребком должна производится на расстоянии от 40 метров над пакером до 5 метров над перфорационными отверстиями. При отсутствии перфорационных отверстий проработка скребком производится до планируемой
нижней перфорации.
Размер шаблонов. Рекомендуется максимально возможный для заданной колонны размер шаблонов. Таким образом, шаблон должен быть больше диаметра пакера и иметь достаточную длину и наружный диаметр для установки скважинного насоса./7/
2.5.2. Выбор скважин-кандидатов
На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.
Мощность продуктивной зоны (Н) – очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.
Кривизна ствола в зоне перфораций – часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.
Количество перфорированных зон – гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.
Проницаемость – поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.
Обводненность (%) – при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.
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
