Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений для повышения производительности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Пустовой, Павел Анатольевич

• Пустовой, Павел Анатольевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пустовой, Павел Анатольевич

Содержание

Стр

Введение

1. Состояние эксплуатационного фонда скважин на поздней стадии разработки сложно-построенных месторождений Краснодарского Края

1.1. Основные проблемы нефтедобывающей отрасли Российской Федерации

1.2. Характеристика фонда скважин на месторождениях ОАО «Роснефть-«Краснодарнефтегаз»

1.2.1. Прогнозирование послойной неоднородности и пористости

продуктивных пластов

1.3. О качестве крепи и эксплуатационной надежности скважин

1.3.1. Непараметрический анализ данных по межколонным проявлениям скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений

1.4. Постановка и решение некоторых задач оперативного планирования ремонтных работ и геолого-технических мероприятий

2. Научное обоснование и разработка технико-технологических решений для эффективной эксплуатации скважин с межколонным давлением (Рмк)

2.1. Анализ условий возникновения Рмк при освоении, испытании

и эксплуатации нефтегазовых скважин

2.1.1. Движение пластовых флюидов по кольцевому каналу до устья скважины (каналы 1,2)

2.1.2. Оценка качества крепления в реальных скважинах

2.1.3. Поступление пластового флюида из затрубного пространства

в межколонное (канал 3)

2.2. Аналитические и экспериментальные исследования процессов возникновения межколонных давлений (Рмк) в процессе эксплуатации на примере скважин Сладковско-Морозовской группы месторождений

2.2.1. Влияние температуры по стволу скважин на РМк

2.2.2. О вероятной циклической природе разрушения крепи в глубоких скважинах с аномально высокими температурами

2.2.3. Оценка изменения состояния крепи эксплуатационных скважин после опрессовки по данным АКЦ

2.2.4. Исследование механизма формирования каналов утечки в негерметичных резьбовых соединениях обсадных труб

2.3. Разработка технико-технологических предложений по ликвидации межколонных проявлений

2.3.1. Метод «скользящего» цементирования под давлением

2.3.2. Установка «пакера» из гидрогеля в затрубном пространстве скважины

2.3.3. Механический метод герметизации резьбовых соединений

2.3.4. Установка герметизирующего пакера в нижней части эксплуатационной колонны

2.3.5. Разработка составов для герметизации резьбовых соединений обсадных труб

2.4. Исследование и обоснование условий безопасной эксплуатации скважин с межколонными давлениями

2.4.1. Разработка принципиальной схемы расчета допускаемых межколонных давлений в работающей скважине

2.4.2. Теоретические и промысловые исследования факторов, влияющих на межколонное давление при освоении и эксплуатации

скважин

Статистический анализ влияющих факторов

Промысловые исследования

Корректировка коэффициента износа обсадных колонн

2.4.3. Обобщающее заключение

Выводы к главе 2

3. Разработка технологических жидкостей для ремонта скважин

на нефтяных месторождениях Краснодарского края

3.1. Изучение изменений свойств кернового материала при взаимодействии с промывочными жидкостями (месторождения Холмское и Шептальское)

3.2. О механизме замещения пластовой жидкости в скважине жидкостью глушения ниже зоны циркуляции

3.3. Использование карбонатосодержащих промывочных жидкостей при проводке вторых стволов

3.4. Экспериментальные исследования процесса декальматации

ПЗС воздействием кислоты

3.5. Промысловые испытания декальматации ПЗС воздействием

кислоты с использованием скважинного гидровибратора

Выводы к главе 3

4. Планирование и управление ремонтом скважин

4.1. Определение времени и очередности проведения ГТМ

4.2. Разработка модели планирования и управления ремонтом

скважин

Выводы к главе 4

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Приложения

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений для повышения производительности скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. В среднем по стране начальные запасы месторождений выработаны до 60% и выше. Более 80% добывающего фонда скважин приходится на старые месторождения, где извлекаемые запасы сократились на 70-90 % и ниже. При этом доля трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет и достигла более 60 %. Существенно уменьшился суточный дебит скважин.

К этой категории относятся нефтегазовые месторождения Краснодарского края, отличающиеся по глубинам залегания, физическим характеристикам коллекторов и насыщающих флюидов, времени ввода в эксплуатацию (70 лет). Здесь проблема стабилизации добычи нефти связана с проведением различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), требующих зачастую глушения и промывки скважин, что, как правило, приводит к снижению проницаемости призабойной зоны (ПЗП).

Опыт свидетельствует, что из-за особенностей строения коллекторов, их послойной и зональной неоднородности ни одна из технологических жидкостей не является универсальной. Необходим индивидуальный подход к выбору жидкости глушения на базе исследований кернового материала с зональной привязкой, а учитывая высокую интенсивность ГТМ обязателен принцип опережающего планирования ремонтных работ, методов оптимизации ремонтов в условиях ограниченных ресурсов.

Другой актуальной проблемой является появление межколонного давления (РМк) при эксплуатации скважин, признанных ранее после строительства герметичными. Это, прежде всего, нефтегазовые глубокие скважины, пробуренные на рубеже 2000-х годов на небольшие линзовидные залежи нефти с АВПД, а также ряж скважин старого фонда. Формально, вне зависимости от величины Рмк, на каждой такой скважине требуется выполнить трудоемкий комплекс малоэффективных работ, подтверждающий, в результате, очевидную по опыту возможность безопасной эксплуатации.

В связи с этим необходима разработка и согласование с надзорными службами научно-обоснованной концепции, регламентирующей условия и режимы безопасной эксплуатации скважин с Рмк.

Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации скважин на базе научно-технологического обоснования режимов работы и планирования ремонтных работ.

Основные задачи исследований. 1. Аналитические и экспериментальные исследования причин появления межколонных давлений при эксплуатации скважин, ранее признанных герметичными после строительства.

2. Разработка концепции и научно-техническое обоснование принципов безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с межколонным давлением.

3. Обоснование условий предупреждения и методов изоляции источников межколонных давлений.

4. Разработка альтернативных по эффективности:

- технологических жидкостей глушения и бурения боковых стволов;

- способов декольматации призабойной зоны пласта;

- методов планирования ремонтных работ.

Методы исследования. Анализ и обобщение опубликованных работ и накопленного промыслового опыта. Аналитические, экспериментальные, опытно- промышленные исследования технологических процессов. Вероятностно-статистические и детерминированные методы анализа накопленного опыта работ.

Научная новизна. 1. Научно обоснована концепция безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением (Рмк)-

2. Разработана аналитическая схема расчета Рмк по давлению опрессовки промежуточной колонны с учетом ее износа при бурении и срока последующей эксплуатации скважины.

3. Теоретически обосновано и в опытно-промышленных условиях подтверждено появление Рмк в работающей скважине из-за теплового расширения бурового раствора.

4. На базе расчетов размеров и гидродинамических параметров каналов утечки обоснована методика и показатели свойств тампонажных составов для изоляции перетоков.

5. На основе теоретических и лабораторных исследований молекулярно-поверхностных процессов на границах раздела фаз разработаны эффективные рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин и промывки бурящихся боковых стволов.

6. Предложена методика планирования и управления ремонтом скважин для стабилизации добычи нефти.

Основные защищаемые положения. 1. Методический подход к обоснованию принципов безопасной эксплуатации скважин с межколонным давлением.

2. Аналитическая схема расчета допускаемых давлений в межколонном пространстве для безопасной эксплуатации добывающих скважин.

3. Методы предупреждения и ликвидации причин проявления межколонных давлений.

4. Технологические жидкости глушения скважин и проводки боковых стволов.

5. Методика планирования объемов ремонтных работ для стабилизации добычи.

Достоверность результатов исследований. Достоверность результатов исследований определяется корректной постановкой задач, применением современных методов обработки описывающей процесс геолого-промысловой информации, проведением теоретических и экспериментальных исследований, результаты которых корреспондируются с фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость. 1 .Разработанная концепция безопасной эксплуатации скважин с Рмк формализована в «Проекте безопасной эксплуатации, ремонту и консервации скважин с межколонным давлением на месторождениях ООО «Роснефть» - Краснодарнефтегаз». Заложенный в

«Проекте ...» принцип ранжирования фонда скважин с РМк по 3-м группам опасности позволил только менее 10 % скважин (3-я группа) отнести к требующим профилактических мероприятий. Остальные скважины (1 и 2-я группы) эксплуатировались в обычном, но контролируемом режиме. На базе опыта внедрения «Проекта...» разработан региональный стандарт «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением» №П1-01.05 Р-0088 ЮЛ-097.

2. Аналитически обоснована неизбежность появления Рмк от давления расширения бурового раствора из-за разогрева от лифтируемой продукции скважины. Этот факт стал нормой для дифференциации причин появления

"П ^ »-*

Рмк в каждой конкретной скважине.

3. Ужесточение контроля за операцией «стравливания» в зависимости от сопоставления величин текущего Рмк с расчетным допускаемым [Рмк] позволили:

- запретить «стравливание» при РМк < [Рмк], что исключило отток жидкости из межколонного пространства, а, следовательно, снижения противодавления столба раствора на цементное кольцо;

- при технологической необходимости «стравливания» контролировать объем вытекающей жидкости, а, следовательно, текущее противодавление на цементное кольцо, минимально необходимое количество возвращаемого раствора для компенсации исходного объема.

4. Определены условия формирования, конфигурация и размеры каналов утечки в резьбовых соединениях, разработаны меры профилактики, а так же требования к показателям свойств тампонажных материалов и режимным характеристикам процесса при их изоляции.

5. При разработке технологических жидкостей для глушения и промывки скважин обоснован принцип зональной привязки их показателей свойств по керновому материалу.

6. Для оптимизации добычи разработана методика планирования ремонтных работ.

Апробации работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на региональных, отраслевых и международных конференциях и семинарах, в том числе 5-я международная практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Геленджик, 3-6 октября 2005 г.); международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 24-29 мая 2010 г.); 1-я научно-техническая конференция молодых специалистов ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (г. Краснодар, 26-27 ноября 2007 г.); IX научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Краснодарский край, пос. Небуг, 15-17 сентября 2009 г.), а также периодически обсуждались на ученых советах и НТС КубГТУ, ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», «Бургаз», ООО «Роснефть» - Краснодарнефтегаз».

Автор выражает благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Гилаеву Г.Г за помощь в формировании и поэтапном обсуждении работы, а также сотрудникам КубГТУ и ИТР ООО «Роснефть» -Краснодарнефтегаз» за ценные советы при выполнении и обсуждении результатов исследований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Пустовой, Павел Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На базе опубликованных исследований и промыслового опыта рассмотрена динамика состояния крепи при строительстве и эксплуатации скважин. Анализ показал, что в реальных условиях исход крепления скважин зависит от совокупности геолого-технических и технологических факторов, а его успешность носит вероятностный характер. Циклические температурные воздействия от лифтируемой продукции и давления на колонну способствуют деформации крепи.

Констатируется зачастую невозможность полной герметичности крепи, а приемлимость результатов достигается только высокими гидравлическими сопротивлениями движению пластовому флюиду в микроканалах резьбы или цементного камня и вдоль контактных с колонной поверхностей.

2. По результатам обобщения промысловых наблюдений и опубликованных исследований показано, что в подавляющем большинстве скважин, построенных в соответствии с требованиями рабочих проектов и признанных герметичными, при освоении или последующей эксплуатации, появляются давления в межколонном пространстве (Рмк) из-за фильтрации пластовых флюидов по цементному кольцу или пропусков (свищам) в резьбовых соединениях обсадных труб. Вероятны каналы утечки в элементах крепи малых размеров и герметичные по воде. Этим объясняется нецелесообразность или низкая эффективность их изоляции, когда по действующим регламентам скважина относится к числу дефектных и проводятся длительные, как правило неэффективные ремонтные работы с потерей добычи.

3. Разработаны основные принципы безопасной эксплуатации нефтегазовых скважин с РМк- Скважина рассматривается как система, имеющая несколько уровней защиты от потери герметичности -зацементированные эксплуатационная, техническая, промежуточная колонны и кондуктор, РМк которых постоянно контролируется. При этом несущая способность каждого из экранов зависит от прочностных характеристик обсадных колонн в соответствии с величинами РМк- В зависимости от результатов сопоставления, допускаемые давления в межколонном пространстве [Рмк-] должны ранжироваться по степени опасности нарушения герметичности экранирующей (технической) колонны. [Рмк] оценивается по давлению опрессовки (Ропр) экранирующей колонны с учетом износа, а ранжирование производится по трем группам скважин: 1) безопасным Рмк( Рмк « [Рмк] ); с допустимым Рмк( Рмк < [Рмк] ); С опасным Рмк( Рмк > [Рмк] )• Проведено ранжирование по группам опасности всех скважин с РМк на 11 месторождениях Общества. Из 227 скважин с РМк в 1 и 2 группы вошли 204 скважины (~ 90%) и продолжают эксплуатироваться без ограничений и только 23 скважины (~ 10%) требуют специальных мероприятий. Разработаны схема экспресс-оценки источников Рмк и алгоритм оценки коэффициента износа эксплуатационной колонны.

Выполнен статистический анализ 49 влияющих на РМк факторов с использованием теории распознавания образов и непараметрических статистик. Разработан комплекс методов и технологических схем по предупреждению и ликвидации Рмк

4. По результатам исследований с участием автора разработан и с ноября 2005 г внедряется «Проект по безопасной эксплуатации, консервации и ремонту скважин с РМк на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз», утвержденный Управлением по надзору за опасными общепромышленными объектами (№ 11-ПД-00119-2005). На базе «Проекта.» для оперативного руководства разработан стандарт предприятия «Положение ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Безопасная эксплуатация и ремонт скважин с межколонным давлением» №П1-01.05 Р-0088 ЮЛ-097.

5. Критический анализ опыта применения на месторождениях региона для промывки и глушения скважин различных технологических жидкостей показал, что ни одна из них не является универсальной, а выбор рецептур растворов должен производиться на базе исследований кернового материала с зональной привязкой.

На основании более чем 500 наблюдений по отбору керна на площадях Общества и более 60 исследований образцов показано, что прочность и проницаемость керна, носят марковский характер. Это свидетельствует о том, что эти показатели пород по глубине и азимутам скважины носят случайный характер.

6. По результатам спланированных лабораторных исследований на естественном керновом материале, стендовых и промысловых испытаний рекомендованы:

- в качестве жидкости глушения композиция солевого раствора, состоящая из 1,5% масс. №01, 1,5% масс. КС1 и 0,1% масс. ОП-Ю;

- для вскрытия продуктивных пластов при зарезке вторых стволов рецептуры промывочных жидкостей на основе карбоната кальция (мел), жидкого стекла, КМЦ, бентонитовой глины и ПАВ. Исследован механизм эффективной декольматации ПЗС при кислотной обработке с применением гидровибраторов.

7. Обоснован методический подход к планированию и управлению ремонтом скважин. Предложена процедура определения времени и очередности проведения ГТМ, позволяющая оценить рентабельность эксплуатации каждой скважины с учетом затрат на ГТМ, автоматизировать процесс принятия решений. Разработан алгоритм расчета динамики изменения фонда скважин, предложена контрольная карта, обеспечивающая слежение как за суммарным объемом добычи, так и планируемым к данном сроку.

8. Разработаны и даны решения двух задач оптимального планирования и управления ремонтом скважин. Первая задача решается при ограничениях на объем добычи нефти. Во втором варианте затраты не должны превышать определенную сумму. В первом случае минимизируются общие затраты, а во втором - максимизируется объем добычи нефти.

9. Разработан алгоритм расчета динамики изменения фонда скважин. Для оперативного управления состоянием фонда скважин, предложена контрольная карта, обеспечивающая слежение за суммарным объемом добычи нефти и планируемым объемом к данному сроку.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пустовой, Павел Анатольевич, 2011 год

Список

скважин работающих с м/к давлением на месторождении Ключевое-Дыш по состоянию на 1.10.2008г Коэффициент износа (К) после бурения 0.80. Падение коэффициента износа (К) в год 0.01 на 55лет до К=0.25

Способ с1шт, Рб, Рз, Рмк Дага Давление Дата опрессовки Давление опресовки кондуктора 70а.тм

№ п/п № скв. экспл.на ппп- • опрессовки Прод. 1 Расчет | Группа |

экспл. Расчет К [Рм/к], опас- 1

1.09.08г мм атм атм тах замераРмк экс. кол. экс.кол СКВ., год атм ности

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 85 ФНТ 2,5 78 10 на 01.01.06г 100 28.12.1955 52,8 ■" 0;27 19 2

2 125 шгн 3,25 85 120 6 на 01.01.06r 100 03.05.1998 10,4 0,70 49 1

3 146 шгн 3,5 9 7 5 на 01.01.06г 100 27.10.1998 9,9 0,70 49 1

4 149 ФНТ 3,25 63 126 9 на 01.01.06г 100 07.09.1999 9,1 - 0,71 50 1

5 152 ФНТ 3,25 120 125 12 на01.01.06г 100 30.10.2001 6,9 0,73 51 1

6 153 ФНТ 3,5 70 93 14 на 01.01.06г 100 10.01.1999 9,7 0,70 49 1

7 156 ФНТ 3 100 110 12 на 01.01.06r 100 14.08.1998 10,1 0,70 .49 1

8 195 шгн 4 8 30 8 на 01.01,06г 200 19.03.2002 6,5 0. '' 51 1

9 197 ФНТ 3,25 58 90 11 на01.01.06г 110 02.01.1958 50,8 > 0,29 20 2

10 204 шгн 4 4 4 5 на 01.01.06г 200 07.02.2000 8,7 ' • 0,71 50 1

209 шгн 11,25 65 85 14 10.09.2008 200 29.07.2005 3,2 0,77 54 1

1 I 212 ФНТ 3,5 76 86 15 на 01.01,06г 100 29.04.1995 13,4 0,67 47 1.

12 216 шгн 4 6 20 5 на 01.01.06г 105 18.11.1957 50,9 • 0,29 20 1

13 218 ФНТ 4 17 40 6 на 01.01.06г 100 05.04.1958 50,6 0,29 21 1

14 225 ФНТ 4 5 60 7 на 01.01.06r 119 12.09.1956 52,1 0,28 2.0 1

15 242 шгн 4,25 8 50 6 на 01.01.06r 150 08.06.1965 43,4 0,37 26 1

16 246 ФНТ 2,5 45 100 10 на01.01.06г 150 12.06.1966 42,4 0.38 : 26 1

17 288 шгн 4 4 4 6 • на 01.01.06r 220 07.05.1987 21,4 41 1

18 322 шгн 5,5 4 4 5 на01.01.06г 220 20.08.1984 24,1 39 1

19 337 шгн 4,5 8 47 12 на 01.01 .Обг 190 21.08.1990 18,1 : 0,62 43 1

20 338 шгн 3,5 7 7 10 на 01.01,06г 190 19.10.1990 | 18,0 • 0,62 43 1

21 339 ФНТ 3,75 82 90 12 на 01.01 .Обг 100 18.09.2001

22 346 ШГН 3,5 60 93 90 10.01.2008 210 10.03.1988

23 348 ШГН 3,5 81 126 32 на 01.01.Обг 190 27.10.1989

24 349 ШГН 3,75 27 ' 27 15 на 01.01.Обг 100 22.02.1997

25 358 ШГН 5 4 4 3 на 01.01.Обг 220 07.10.1985

26 359 ШГН 5,25 5 58 7 на 01.01.Обг 220 24.06.1986

27 36Í ШГН 4 12 45 4 на 01.01.Обг 190 28.08.1989

28 364 ФНТ 3,75 90 80 13 на 01.01.Обг 190 08.10.1992

29 365 ФНТ о j 60 130 17 на 01.01.Обг 190 06.10.1991

30 375 ФНТ 3,25 130 135 10 на 01.01.Обг 100 20.07.1999

31 376 ФНТ 3,25 " 85 130 52 на 01.01.Обг 190 04.02.1990

32 379 ШГН 4 93 135 14 на 01.01.Обг 190 25.01.1993

33 392 ШГН 3,75 125 128 40 на 01.01.Обг 190 09.07.1990

34 396 ШГН 3,75 6 7 18 на 01.01.Обг 190 25.01.1993

35 397 ШГН 3,5 6 21 6 на 01.01.Обг 190 30.09.1993

36 402 ШГН 4 74 130 12 10.09.2008 190 08.11.1994

37 406 ФНТ 3,5 75 122 13 на 01.01.Обг 100 16.06.2001

38 407 ФНТ 3,25 88 126 11 на 01.01.Обг 100 16.10.2000

39 417 ШГН 5 50 110 8 на 01.01.Обг 190 07.05.1991

40 418 ФНТ 3 50 135 22 на 01.01.Обг 100 18.06.1999

41 419 ШГН 3,5 8 20 8 на 01.01.Обг ¡90 15.07.2008

42 420бис ШГН 4 8 6 6 на 01.01 .Обг 200 11.01.2005

43 421 ФНТ 3 6 12 32 на 01.01.Обг 190 27.02.1993

44 424 ШГН 3,25 7 7 6 на 01.01.Обг 220 27.11.1996

45 426 ШГН 3,25 8 7 6 на 01.01.Обг 220 11.01.1997

46 428 ШГН 4 11 31 8 на 01.01.Обг 220 24.03.1997

47 434 ШГН 3,5 62 139 100 01.09.2007 200 09.09.2000

48 437 ШГН 3,5 20 100 10 на 01.01.Обг 200 13.10.2000

49 444 ШГН 5 13 73 6 на 01.01.Обг 210 05.02.1998

50 451 ШГН 3,5 7 70 12 на 01.01.Обг 220 03.10.1999

51 452 ШГН 5,5 78 80 12 на 01.01.Обг 100 18.03.2002

52 456 ФНТ 3,75 72 85 15 на 01.01.Обг 210 28.04.1999

53 464 ФНТ 3,5 60 100 10 на 01.01.Обг 200 21.05.2002

54 465 ФНТ 3,5 60 130 8 на 01.01.Обг 200 19.07.2002

55 467 ШГН 3,75 20 59 19 на 01.01 .Обг 200 13.11.2002

i 56 468 ШГН 3,75 70 75 16 на 01.01.Обг 200 22.12.2002

7,0 0,73 51 1

20,6 0,59 42

19,0 ■ ' 0,61 43 2

11,6 ,- '0,68 48

23.0 0,57 40

22,3 0,58 40

19,1 0,61 . 43

16,0 - 0,64 45

17,0 0,63 44

9,2 0,71 50

18,7 0,61 43

15,7 0,64 45

18,3 ' 0;62 43

15,7 ,••„ 0,64 45

15,0 0,65 45

13,9 '0,66 46

7,3 ■ - 0,73 51

8,0 0,72 50

17,4 ■ 0,63 44

9,3 ! 0,71 49

0,2, 0,80 56

3,7: 0,76 53

15,6 0,64 : 45

11,9 0,68 48

11,7 ' 0,68 48

11,5 0,68 48

8,1 0,72 50

8,0 ' 0,72 50

10,7 0,69 49

9,0 п. 'I 50

6,5 ' 0,73 51

9,4 ' 0,71 49

6,4 • 0,74 52

6,2 : ,0,74 52

5,9 ; 0,74 52

5,8 0,74 52

I 57 469 ФНТ 4 13 85 13 . на 01.01.06 г 200 24.01.2003 I

58 471 ШГН 4 30 130 16 на 01.01.06г 200 26.02.2003

59 472 ФНТ 4 85 128 20 25.07.2007 200 01.03.2003

60 473 ШГН 4,5 8 36 24 на 01.01,06г 200 18.06.2003

61 476 ФНТ 4,5 126 142 55 на01.01.06г 200 24.08.2003

62 477 шгн 3,25 49 74 4 14.08.2006 200 25.09.2003

63 478 шгн 3,25 26 125 21 18.12.2006 200 29.10.2003

64 479 шгн 3,75 43 116 30 03.07.2006 200 06.01.2004

65 481 шгн 3,25 82 111 24 05.03.2006 200 08.02.2004

66 482 шгн 3,75 6 18 53 на 01.01.06г 200 11.05.2004

67 488 ФНТ 4 ' 55 106 35 на 01.01.06г 277 28.09.2004

68 117 ФНТ 5 14 40 6 на 01.01.06г 102 15.02.1959

69 214 шгн 3,75 25 50 8 на 01.01.06т 102 08.01.1959

70 217 шгн 12 80 6 на 01.01.06г 100 08.10.1957

71 219 шгн 4,5 17 85 7 на 01.01.06т 105 08.10.1958

72 221 шгн 4,5 7 20 6 на 01.01.06т 105 28.07.1958

73 232 ФНТ 4,5 7 40 5 на01.01.06т 100 29.01.1958

74 234 ФНТ 5,25 20 7 5 на 01.01.06т 100 10.01.1959

75 236 эцн 5 7 24 5 на 01.01.06т 100 04-03.1959

1 76 332 шгн 4,75 8 7 10 на 01.01.06т 190 09.05.1990

77 374 шгн 3,5 13 7 6 на 01.01.06т 190 06.03.1991

78 416 шгн 4 60 100 7 на 01.01.06т 190 31.05.1991 1

5,7 0.74 52 1

5,6 ' 0,74 52 1

5,6 , 4 0,74 52 1

5,3 0,75 52 1

5,1 0,75 52 lii¡li¡i 1

5,0 0,75 52

4,9 ■ 0,75 53 1.

4,7 0,75 53 2

4,7 0,75 53 1

4,4 ' 0.76 53 3

4,0 ' 0,76 53 2

49,7 " ' 0,30 21

49,8 0.30 21 í

51,0 0..-9 20 1:

50,0 0,30 21 ' 1

50,2 ' 0,30 21 1

50,7 0.29 20 1;

49,8 0.4) 21 1

49,6 0.30 21 1

18,4 0,62 43 1

17,6 ' 0,62 44 1

17,4 (i f.. 44 1

Список скважин с межколонным давлением на месторождениях фНГДП № 2 по состоянию на 01.10.2008 г.

№ п/п № скв. Способ эксплуатации Диаметр штуцера . мм С? жид. м3/с Р буф. атм. Р затр. атм. Р м/к Р м/к.шах Дата замера

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Азовское мссто р о ждс и и с

1 91 неф. Фонтанный 2 закрыта (11 аб л ю дате л ьн ая) 6 6 50 . 80 8.12.2005г

2 95 неф. " Фонтанный 2 5,2 7 80 5 5 30.09.2008т

3 8 неф. Фонтанный 2 закрыта (наблюдательная) 5 20 5 . 14 6.12.2005г

С сие р с к- о с месторождение

4 3 газовая Фонтанный 6,5 С)газа = 28000 м3/сут 72 92 29 44 30.09.2008т

5 10 газовая фонтанный 9 закрыта 22 27 23 25 30.09.2008г

Месторождение 3 ы б з а - Глубокий Яр

6 879 неф. Фонтанный 3 2 7 39 4 4 29.09.2008г

7 981 неф. Фонтанный 3,5 , 12,1 34 64 4 4 29.09.2008г

8 954 неф. Фонтанный 3 4,8 7 ■48 6 6 29.09.2008г

9 986 неф. Фонтанный • 5 16,2 20 35 20 20 29.09.2008т

10 776 неф. Фонтанный 2,5 1,2 7 14 6 6 29.09.2008г

11 729 неф. Фонтанный 3 1,5 15 50 5 5 29.09.2008г

12 884 неф. Фонтанный 3 1,5 5 91 5 5 29.09.2008г

13 723 неф. Фонтанный 3 6,2 16 52 5 5 29.09.2008г

14 886 неф. Фонтанный 2,5 7,7 10 67 8 8 29.09.2008г

15 896 неф. Фонтанный 1,5 3,4 14 84 3 3 29.09.2008г

16 899 неф. Фонтанный 3 13 16 54 8 8 29.09.2008г

17 881 неф. Фонтанный 3,5 б/д (0,2) 60 62 58 22 29.09.2008г

18 706 неф. Фонтанный 4 16,6 9 22 15 15 29.09.2008г

19 889 неф. Фонтанный 3 б/д (0,2) 4 80 4 4 29.09.2008г

А б ин о - У к р а инс к о с месторождение

20 1 неф. Фонтанный 2 3,8 34 125 70 70 1.10.2008г

21 2 неф. Фонтанный 2 2,6 4 134 135 135 1.10.2008г

22 301 неф. Фонтанный без штуцера 26,1 2,5 20 4 4 1.10.2008г

Украинское месторождение

23 286 неф. Фонтанный 3 19,5 22 50 8 8 1.10.2008г

Главный геолог фНГДП №2:

Чирков Н.М.

Информация

по эксплуатации скважин с межколонным давлением на 01.10 2008 г. 1. Скважины фНГДП №2 с межколонным давлением по группам опасности:

Iя- Группа опасности

№№ скв-н Способ эксплуатации Диаметр щтуцера мм Q жид м3 Р буф. атм. Рзатр. атм. Р м/к Ропрес промеж колонны Примечание

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Азовское месторождение

95 Фонтанный 2 4,0 14 84 5 9 5 атм

8 Фонтанный 2 закрыта 5 20 5 60 атм Наруш. колонны

Месторождение Зыбза Глубокий Яр

879 Фонтанный 3 1,3 12 48 4 35 атм

921 Фонтанный 3,5 0,9 6 12 4 80атм

981 Фонтанный 3,5 7,7 34 63 4 90атм

954 Фонтанный 3 6,5 • 14 52 6 70атм

729 Фонтанный 3 2,5 10 24 5 80атм

884 Фонтанный 2 1,8 10 110 5 70атм

723 Фонтанный 2,5 4,4 18 52 5 бОатм

886 Фонтанный 2,5 . 4,5 7 56 8 70атм

896 Фонтанный 1,5 3,7 17 86 3 70 атм

899 Фонтанный 3 10,2 17 53 8 90 атм

939 Фонтанный 2 3,4 27 62 5 90 атм

940 Фонтанный 2 2,2 20 78 9 100атм

Абино — Украинское месторождение

301 Фонтанный без штуцера | 36 8 3 21 4 150атм

Украинское месторождение

286 Фонтанный 3 23,6 35 67 8 142атм

II 7 — Группа

№№ скв-н Способ эксплуатации Диаметр щтуцера мм С) жид м3 Р буф. атм. Рзагр. атм. Р м/к Ропрес промеж колонны Примечание

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Севере кое месторождение

3 Фонтанный 6,5 <3газа= 28000 м'/с 70 90. 29 245 атм Скв-на газовая

10 Фонтанный 9 <3газа= 2000 м"7сут 23 40 23 350атм Скв-на газовая

Месторождение Зыбза Глубокий Я Р

986 Фонтанный 2,5 3,0 15 40 19 90 атм

948 Фонтанный без штецера 2,1 9 8 18 1ООатм

881 Фонтанный 3,5 19,4 11 23 22 ЮОатм

III я — Группа

№№ скв-н Способ эксплуатации Диаметр штуцера мм жид 3 м Р буф. атм. Рзатр. атм. Р м/к Ропрес промеж колонны Примечание

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Лёвки не кое месторождение

155 Фонтанный 2 15,6 48 40 230 200атм

А б и н о — Украинское месторождение

1 Фонтанный 3,9 21,7 55 125 70 1секц-200 Псекц-413 атм

2 Фонтанный 2 3,1 8 95 135 ЮОатм

Азовское месторождение

91 Фонтанный 2 закрыта 6 6 50 193 атм

Список скважин работающих с межколонным давлением фНГДП-3

УДНГ-3

1 Месторождение № скв. Способ Д шт. <2 жид. Рб/Рз/Рк Рмк Рмк-макс Дата замера Допустимое давление Группа ___экспл. мм.______в Рм/к, [Рм/к] 1 опасности

-8

Анастасиевско-Троицкое 21 г/л 3,8 0,3 4/20 5 5,1 01.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 258" г/л 5 13,4 17/36/37 1 1 06.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 261 г/л 3 3,9 14/34 1,2 1,5 07.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 263 г/л 4,5 14 16/54 8 12 12.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 285 Ф 2,4 5,6 8/41 0,2 0,5 08.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 303 Ф 3 10,2 10/46 4 13 07.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 348 г/л 5,7 8,3 6/40 2,4 2,7 08.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 349 г/л 3,5 15,4 16/39 •4 4,1 02.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 375 г/л 5 7,8 15/28 2,5 2,8 09.12.2005 20 1

I Анастасиевско-Троицкое 455 г/л 7 5,3 5/100/18 8 9,7 12.12.2005 20 1

Анастасиевско-Троицкое 475 г/л 6,5 12,9 8/49 0,4 2,2 07.12.2005 20 1

; Анастасиевско-Троицкое 481 г/л 4 13,5 14/46 1,9 2,1 07.12.2005 20 1

3 Анастасиевско-Троицкое 500 г/л 8 20,8 10/51/19 0,1 1 06.12.2005 20 1

1 Анастасиевско-Троицкое 510 г/л 4 . 10,4 8/40 23 12.12.2005 20

5 Анастасиевско-Троицкое 520 г/л 4 5,6 * 9/32 1 1 02.12.2005 20 1

3 Анастасиевско-Троицкое 1007 ф 1,6 0,4 34/52 0,3 0,5 01.12.2005 20 1

7 Анастасиевско-Троицкое 1009 ф 5 20,9 37/54 1 1 01.12.2005 20 1

8 Анастасиевско-Троицкое 1032 г/л 4 6,4 20/40 1,3 1,3 05.12.2005 20 1

9 Анастасиевско-Троицкое 1034 г/л 4 7,4 16/32 4 4,1 07.12.2005 20 1

0 Анастасиевско-Троицкое 1272 г/л 4 14,3 1047 3,4 3,5 05.12.2005 20 1

-1Г-9

1 Анастасиевско-Троицкое 162 ф 4 9 8/33 1 8 12.12.2005 20 1

2 Анастасиевско-Троицкое 231 ф 3 6,5 15/20 3 3,5 09.12.2005 20 1

3 Анастасиевско-Троицкое 480 г/л 3,4 3,8 12/50 5 10 12.12.2005 20 1

ЧГ-10

1 Зап.Курчанка 27 УЭДН 3,7 2,2 0,3/3 10 12 12.12.2005 60 г

2 Сев.Нефтяное 18 ф 3,5 3,3 10/40 3 4 05.12.2005 60 1

3 Сев.Нефтяное 37 УВНП 2 0/0 3 4 • 05.12.2005 . 60 1

4 .Сев.Нефтяное 38 УВНП 1,8 0/2 2 2 02.12.2005 6С !

> )

) Сев.Нефтяное 39 Ф 2,3 газ 2/81 82 82 12.12.2005 60 3

) Сев.Нефтяное 41 Ф 3 0,4 1/25 1 3 02.12.2005 60 1

7 Сев.Нефтяное 43 Ф 3 1 1/32 4 5 02.12.2005 60 I

3 Сев.Нефтяное 44 Ф 5 0,8 1/27 10 10 12.12.2005 60 1

Сев.Нефтяное 47 УЭДН 3,3 0,2 0/23 1 1 01.12.2005 60 1

0 Сев.Нефтяное 54 ф 2,5 газ 42/60 24 28 05.12.2005 60 1

1 Сев.Нефтяное 57 ф 1,8 газ 50/60 11 12 01.12.2005 60 1

2 Сев.Нефтяное 86 ф 3,4 3 6/36 30 41 12.12.2005 60 I

3 Сев.Нефтяное 93 ф 4 3,2 1/24 13 15 09.12.2005 60 1

УДНГ-2

п/п Месторождение № скв. Способ экспл. Д шт. мм. О жид. Рб/Рз/Рк Рмк Рмк-макс Дата замера

НГ-7

1 Анастасиевско-Троицкое 276 г/л 3,8 6 8/48 0,05 0,05 05.12.2005

2 Анастасиевско-Троицкое 651 г/л 3,4 7,5 7/38 0,4 0,4 05.12.2005

3 Анастасиевско-Троицкое 657 г/л 12 52 4/56 . 0,5 0,5 05.12.2005

4 Анастасиевско-Троицкое 272 г/л 3,4 3,7 8/31 3,2 3,2 08.12.2005

5 Анастасиевско-Троицкое 462 г/л 3,2 3 10/10/35 0,7 0,7 08.12.2005

6 Анастасиевско-Троицкое 1044 г/л 12 54 9/20 0,4 0,4 05.12.2005

7 Анастасиевско-Троицкое 1232 г/л 12 20 7/12 2 2 07.12.2005

8 Анастасиевско-Троицкое 1256 г/л 3,5 2,1 1 6/48 0,6 0,6 06.12.2005

9 Анастасиевско-Троицкое 1541 г/л 12 - 4 4/8/10 0,5 0,5 05.12.2005

10 Анастасиевско-Троицкое 1553 г/л 12 55 9/29/30 0,6 0,6 05.12.2005

11 Анастасиевско-Троицкое 1656 г/л 6,5 14,8 13/52 2,5 6,5 07.12.2005

12 Анастасиевско-Троицкое 1712 г/к ф 9 1,4 118/50 1,4 1,4 07.12.2005

\НГ-4

}НГ-5

16

17

18

19

Анастасиевско-Троицкое

Анастасиевско-Троицкое

Анастасиевско-Троицкое

Анастасиевско-Троицкое

1361

443

456

658

г/л

г/л

Ф-

г/л

11

4,1

34,8

1,5

0,3

2/32

5/47

12/39

7/60

0,3

0,8

2,4

10

13 Анастасиевско-Троицкое 444 г/л 3,4 6,1 9/58 0,8 0,8 02.12.2005

14 Анастасиевско-Троицкое 1439 Ф 1,5 1,5 8/67 5,5 9,2 05.12.2005

15 Анастасиевско-Троицкое 1904 г/л 3 0,9 10/35/18 3 3 02.12.2005

05.12.2005

05.12.2005

06.12.2005

02.12.2005

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

20 1

■20 1

20 1

э й^настасиевско-Троицкое 662 г/л 12 35 5/21 . 0,8 0,8 06.12.2005 20 1

1 Лнастасиевско-Троицкое 665 г/л 2,9 2 9/56 0,6 1 06.12.2005 20 1

2 Анастасиевско-Троицкое 677 г/л 12 6 4/12/10 6,5 6,5 07.12.2005 20 I

УДНГ-1 а'

1/П Месторождение № скв. Способ экспл. Д шт. мм. О жид. Рб/Рз/Рк Рмк Рмк-макс Дата замера

НГ-1

1 Анастасиевско-Троицкое 389 г/л 4,2 11,3 20/47/34 0,5 0,8 01.12.2005 20 1

2 Анастасиевско-Троицкое 1128 г/л 4 14,1 18/36/34 2,8 2,8 01.12.2005 20 1

3 Анастасиевско-Троицкое 1565 г/л 3,3 9,3 20/44/45 0,1 0,6 06.12.2005 20 1

4 Анастасиевско-Троицкое 1586 г/л 4,4 12,8 16/34/29 11 11 01.12.2005 20 2

5 Анастасиевско-Троицкое 1611 г/л 3,2 10,5 16.05.1939 5,4 5,4 02.12.2005 20 1

НГ-2

1 Анастасиевско-Троицкое 332 г/л 3,7 12,9 11/44/38 6 6 09.12.2005 20 1

2 Анастасиевско-Троицкое 384 г/л 6 20,7 17/30 1 1,6 01.12.2005 20 1

3 Анастасиевско-Троицкое 591 г/л 4 12,3 9/55 1 1,2 01.12.2005 20 1

4 Анастасиевско-Троицкое 683 г/л 3,6 14,4 17/36 0,5 0,6 01.12.2005 20 1

5 Анастасиевско-Троицкое 772 г/л 3,6 - 5 14/41 0,1 0,6 06.12.2005 20 1

6 Анастасиевско-Троицкое 1568 г/л 6,8 27,2 11/42 5 5,2 02.12.2005 20 1

7 Анастасиевско-Троицкое 1591 г/л 3,6 7,7 10/47 29 29 01.12.2005 20 3

8 Анастасиевско-Троицкое 1665 г/л 3,8 8,5 , 16/52 0,2 0,2 01.12.2005 20 1

9 Анастасиевско-Троицкое 1668 г/л 3,2 8,8 16/58 0,2 0,5 05.12.2005 20 1

10 Анастасиевско-Троицкое 1670 г/л 6 14,5 6/50 1 1,3 02.12.2005 20 1

11 Анастасиевско-Троицкое 1771 г/л 3,2 8,2 15/36 3,9 3,9 05.12.2005 20 1

12 АнастасиеВско-Троицкое 1889 г/л 3,5 7,1 18/50 " 2,6 2,9 ' 02.12.2005 20 1

13 Анастасиевско-Троицкое 542 г/л 3,9 9,3 8/39 1,8 2,4 02.12.2005 20 1

ЦНГ-1

1 Анастасиевско-Троицкое 323 г/л 3,5 10 12/42 30 30,6 07.12.2005 20 3

2 Анастасиевско-Троицкое 1468 г/л 3,2 9,3 16/40 22 22,3 07.12.2005 20 3