Анализ эффективности технологий водоизоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Министерство образования и науки РТ

Лениногорский нефтяной техникум

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

ТЕМА: Анализ эффективности технологий водоизоляционных работ в условиях УПНП и КРС

2008

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исходные данные

1.1 Характеристика геологического строения Южно-Ромашкинского месторождения

1.2 Коллекторские свойства пластов

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2. Анализ текущего состояния разработки

2.1 Характеристика фонда скважин

2.2 Динамика технологических показателей разработки

2.3 Анализ выработки пластов

3. Технологический раздел

3.1 Виды и причины обводнения скважин

3.2 Обследование и исследование скважин

3.3 Подготовительно-заключительные работы

3.4 Применяемые материалы для изоляции

3.5 Оборудование, применяемое при ВИР

3.6 Технология водоизоляционных работ по скважинам

3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС

4.2 Противопожарная защита

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНПиКРС

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Организация труда и рабочего места в ЛУПНПиКРС

6.2 Технико-экономические показатели ЛУПНПиКРС, их анализ

6.3 Расчёт сметы затрат

6.4 Расчёт экономической эффективности цементирования

6.5 Выводы и предложения

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.

На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой - с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Характеристика геологического строения Южно-Ромашкинского месторождения

Ромашкинское месторождение приурочено к Южному куполу Татарского свода и занимает обширную территорию на Юго-востоке Татарии.

Формирование рельефа в основном обязано деятельности дегидроционных процессов, от них зависят все вариации рельефа. Этими же процессами объясняется общий наклон местности от верховьев рек Б. Черемшан, Шишмы и Степного Зая. По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей на юге до 250-300 км. Климат резко континентальный, холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето.

Тектоника

Южно-Ромашкинская площадь расположена в южной части купола Татарского свода. Свод купола чётко выделяется на поверхности кристаллического фундамента и терригенными отложениями девона, ограничиваясь разновозрастными прогибами, структурными уступами.

На задней части территории наиболее приподнятый участок структуры приурочен к юго-западной части месторождения. В пределах приподнятой части структуры, выделяется несколько куполовидных поднятий, одно из которых расположено на юго-западе Минибаевской площади, другое - в центральной части Абдрахмановской площади.

Структурный план терригенного девона, поверхность кристаллического фундамента в пределах сводовой части купола расчленён сравнительно слабо. Выделяющиеся небольшие поднятия и погружения имеют от 5 до 20 метров.

Существенно отличаются от структурных планов терригенного девона и фундамента структурной поверхности карбонатного девона и нижнего карбона.

Они имеют террасовидное строение и резко дислоцированы.

Структурный план каменноугольных отложений имеет много общего со структурными планами нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, но между ними имеются и существенные различия.

Отложения среднего карбона характеризуются также террасовидным строением с погружением слоёв к северу и востоку.

Фиксирующиеся по нижележащим отложениям многочисленные поднятия в среднем карбоне существенно нивелированы. Удаётся лишь проследить поднятия северо-западного простирания. Несмотря на значительную нивелировку структурного плана нижнепермских отложений на данной территории характеризуется террасовидным строением.

Стратиграфия

Девонская система.

В пределах Южно-Ромашкинской площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франкский, фоменский ярусы) сложены терригено-карбонатными породами.

Средний девон (Д₂). Эйфельский ярус (Д¹₂).

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древним палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нём выделяются две пачки: нижнебазальтовая гравийно-песчаная (пласт Д_v) и, залегающая выше, карбонатно-аргилитовая. Пласт Д_v сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчаниками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 метров на юге площади и от 1 до 4 на севере. Для карбонатно-аргилитовой пачки толщиной 2-8 м характерно присутствие серых известняков, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина эйфельских отложений закономерно уменьшается с юго-запада на север от 16-25 м.

Живетский ярус (Д²₂).

В живетском ярусе выделяется старооскольский надгоризонт (Д_2st), объединяющий слои: воробъёвские, ардатовские, муллинские.

Воробъёвские слои представлены: светлыми и тёмно-коричневыми плохоотсортированными песчаниками с редкими прослоями мелкозернистых глинистых алевролитов. Отложения с размывом залегают на эльфейском ярусе. Толщина слоя варьируется от 21 до 26 м, уменьшаясь к северу до 14-16 м. Ардатовские слои сложены глинистыми алевролитами с редкими прослоями сидеритовых руд и светло-серыми мелкозернистыми песчаниками. Толщина пласта изменяется от 1,6 до 9,6 м. В верхней части карбонатно-аргилитовой пачки выделяется электрокаротажный репер "средний известняк", представленный серыми органогенными известняками и перекристаллизованными доломитами. Общая толщина 35 м.

Муллинские слои сложены песчаными алевролитами и мелкозернистыми песчаниками серого цвета. Толщина слоя от 0 до 26 м. в кровле слоёв залегают тонкослоистые тёмные аргиллиты, репер "глины", глинистее алевролиты с органическими остатками. Толщина муллинских слоёв в среднем составляет 17 м.

Верхний девон (Д₃), Франский ярус (Д¹₃)

Франский ярус подразделяется на нижний и верхний подъярусы, в состав которых входят ряд горизонтов.

К нижнефранскому подъярусу (Д¹₃) относятся отложения пашийского и таманского горизонтов.

Пашийский горизонт (Д_3р) (в промысловой практике Д₁) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Средняя толщина горизонта 43 м.

Таблица 1. Характеристика толщин продуктивных пластов горизонта Д₁ Южно-Ромашкинской площади

Толщина	Наименование	Зоны горизонта	По пласту в целом
		Нефтяная	Водонефтяная
Общая	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	33,1 0,149 14,8-45,8	10,0 0,566 1,6-39,0	43,3 0,079 30,0-58,4
В т. ч.Нефтенасы-щенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	33,1 0,149 14,8-45,8	5,9 0,725 0,6-31,6	33,2 0,148 14,8-45,8
Водонефтяная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	- - -	3,2 0,581 0,3-9,6	10,7 0,421 1,0-24,8
Эффективная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	2,2 0,527 1,0-31,2	8,0 0,584 1,0-38,6	17,7 0,372 2,6-43,2
В т. ч.Нефтенасыщенная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	12,0 0,530 1,0-31,2	5,8 0,732 0,6-31,6	13,7 0,467 1,0-34,8
Водонефтяная	Средняя, м Коэффициент вариации, доли ед. Интервал измерения, м	- - -	3,2 0,592 0,3-9,6	6,0 0,620 0,3-20,8

Отложения кыновского горизонта (Д_3t) ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером - верхний известняк сложен пачкой тёмно-серых глинистых известняков и доломитов, выше которого залегают тёмно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Толщина горизонта 20 м.

К нижнефоменскому подъярусу относятся отложения задонского и Елецкого горизонтов, которые залегают на размытой поверхности верхнефранского подъяруса. Представлены отложения микрозернистыми доломитизированными со следами стиллолитов известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина подъяруса в пределах 108-138 м.

К среднефаменскому подъярусу относится данково-лебедянский горизонт, для которого характерно переслаивание серых микрозернистых и органогенных известняком с редкими брекчеевидными прослоями доломитов и доломитизированных известняков. Толщина горизонта колеблется в пределах 55-78 м.

В верхнефаменском подъярусе выделяются: озёркий, Хованский и зиганский горизонты, которые входят в состав заволжского надгоризонта. Представлены серыми тонкозернистыми известняками с прослоями доломитизированных известняков, с неровными поверхностями напластования. Толщина изменяется от 63 до 72 м.

Каменноугольная система.

Нижний карбон (С₁)

Турнейский ярус (С¹₁)

Подразделяется на два подъяруса: нижнетурнейский и верхнетурнейский. В первом выделяются: гумеровский, Малевский, упинский горизонты.

Отложения ханинского надгоризонта представлены светло-серыми, тонкозернистыми известняками с примесью органогенного материала. Толщина горизонта от 20 до 50 м.

Визейский ярус (С²₁)

Подразделяется на два подъяруса: нижний и верхний, которые входят в состав окского надгоризонта.

Карбонатные разности представлены зернистыми перекристал- лизованными известняками разной степени доломитизированными и окремнелыми. Толщина горизонта 8-12 м.

Михайловский и веневский горизонты сложены известняками и доломитами перекристаллизованными с прослоями аргиллитов. Толщина изменяется от 60 до 95 м.

Серпуховский ярус.

Подразделяется на нижний забарывский и верхний старобешевский надгоризонты. Нижний в свою очередь подразделяется на тарусский и стешевский горизонты, а верхний - на провинский, запалтюбинский и вознесенский горизонты.

Сложен доломитами кристаллически-зернистыми, желтовато-серыми, трещиноватыми и кавернозными прослоями. Общая толщина достигает 150 м

Средний карбон (С₂).

Представлен отложениями башкирского и московского ярусов. Башкирский ярус.

Подразделяется на краснополянский, северокельтменский, прикамский, черемшанский, мелекесский горизонты.

Представлен светло-серыми органогенно-обломочными известняками с прослоями мелкозернистых и загипсованных доломитов. Толщина яруса 5-40 м.

Верхний карбон (С₃).

Подразделяется на касимовский ярус и гжельский ярус. Касимовский ярус включает кревякинский, хамовнический, дорогомиловский горизонты. Гжельский ярус включает добрятинский, павлово-посадский, Ногинский горизонты. В нижней части верхний карбон сложен органогенно-обломочными доломитизированными известняками. В верхней части представлен светло-серыми микрокристаллическими гранулярными доломитами. Характерным является сильная загипсованность пород с редкими прослойками кремней. Толщина отложений достигает 120-145 м.

Пермская система (Р).

Нижняя Пермь (Р₁).

Ассесльский ярус.

Подразделяется на холодноложский и шаханский горизонты. Представлен переслаиванием глинистых органогенно-обломочных известняков и загипсованных окремнелых доломитов. Толщина отложений от 65 до 74 м.

Сакмарских и артинский ярусы.

Сложены карбонатно-сульфатными и глинисто-карбонатными породами с редкими прослоями глин и мергелей. Толщина изменяется от 18 до 200 м.

Кунгурский ярус.

Представлены пёстроцветными глинами песчаниками с редкими прослоями глинистых мергелей и известняков. Толщина отложений 100 м.

1.2 Коллекторские свойства пластов

Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя. В терригенных отложениях - горизонты Д_IV, Д_III, Д_II живетского яруса, Д₁ -. пашийского, Д₀ - кыновского горизонта франкского яруса, тульско-бобриковские отложения верейского яруса, тульско-бобриковские В горизонтах Д₂, Д₃, Д₄ залежи, в основном пластовые, сводовые (Д₂, Д₃), литологически экранированные (Д₃), содержат в подошве воду.

В бобриковском горизонте Южно-Ромашкинской площади также выявлены ряд залежей нефти, которые находятся в промышленной разработке. Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и алевролиты. Пористость (18-24%), проницаемость превышает 1 Дарси, средний дебит нефти 2-3 т/сут.

Вязкость в пластовых условиях на порядок выше - 30-40 сПз, газовый фактор ниже 10270 м³/т. В газе содержится свободный сероводород 3,9-10,8%.

Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонта.

Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнетательных скважин на 2-6 м ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах.

В центральной части разрезающего ряда отметки подошвы "верхнего известняка" обычно на 1-8 м выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах.

В целом по Южно-Ромашкинской площади 7,5% скв имеют абсолютные оттиски подошвы "верхнего известняка" - 1430-1439,9 м, 55,9% скважин 1440-1449,9 м, 34% скважин 1450-1459,9 м и 26% скважин 1460-1463,0 м.

Расчленение горизонта Д₁ на пласты и принцип их корреляции.

Верхняя граница горизонта Д₁ проводится на подошве карбонатного прослоя (электрорепер "верхний известняк"), залегающего в основании кыновских слоёв. Нижняя - по кровле муллинских глин (электрорепер "глины"). Обе границы чётко фиксируются на электро-радиокаротажных диаграммах. Общая мощность горизонта Д₁ более или менее чётко повсюду выделяются пять песчано-алевролитовых пластов, обозначаемых соответственно (сверху вниз) индексами "а", "б₁₊₂", "б₃", "в", "гд". Пласты разделены глинистыми прослоями непостоянной мощности. Снижение пластов "а" и "б₁₊₂" фиксируются в отдельных скважинах, не образуя каких-либо зон или участков. На большей части площади глинистые прослои хорошо выдержаны и прослеживаются от скважин к скважине, что позволяет использовать их в качестве вспомогательных маркирующих горизонтов или реперов при корреляции разрезов скважин.

Мощность глинистых слоёв колеблется от 0 (в местах слияния пластов) до 6-7 метров, чаще около 3-4 метров.

Глины между пластами "а" и "б₁₊₂" менее выдержаны, что иногда затрудняет корреляцию.

В пределах контура нефтеносности пласт "а" представлен следующими литологическими разновидностями:

1. Песчаники занимают часть площади, залегая, в основном, в виде линз различных размеров. Наиболее распространены песчаники в восточной части площади, где они местами образуют довольно значительные (в масштабах площади) поля.

2. Алевролиты расположены по всей площади, образуя, более или менее, широкие зоны вокруг линз и полей песчаников, занимают они примерно площади в пределах контура нефтеносности.

3. Неколлекторы занимают половину площади, образуя как отдельные небольшие поля, так и широкие зоны, разделяющие поля и линзы алевролиты.

Пласт "а".

Является самым верхним и залегает под репером "верхний известняк", от которого обычно отделён прослоем аргиллитов мощностью 0,2-3,0 м. Пласт в некоторых скважинах делится на два пропластка. В 36,5% скважин он сложен песчаниками мощностью от 1,6 до 8,2 м. в 19% скважин он сложен алевролитами, мощностью от 1,0 до 4,8 м. в 44,5% скважин коллектора замещены практически непроницаемыми глинистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта сильно меняются, но в основном коллекторы залегают в виде линз, окружённых алевролитами.

Пласт "а" отделён от нижнего пласта "б" разделом, сложенным глинистыми алевролитами и аргиллитами. Оба пласта рисутствуют в разрезе лишь в 24,4% скважин, причём в 53% скважин между ними есть. В 13% скважин раздел представлен глинистыми алевролитами, а в 87% скважин имеются и прослои аргиллитов.

Общая толщина раздела изменяется от 0 до 8,8 м. средняя толщина прослоев аргиллитов - 1,8 м.

Пласт "б₁₊₂".

Пласт "б₁₊₂" состоит из трёх пропластков, разобщённых прослоями глинистых алевролитов и аргиллитов.

Нижний пропласток, представленный песчаниками, присутствует в 25% пробуренных скважин, а верхние, соответственно в 11% и 4%.

Нижний пропласток в 30,5% скважин сложен песчаниками, в 17,5% - алевролитами и в 52% - глинистыми алевролитами.

Песчаные коллекторы пласта имеют толщину от 1,2 до 6,2 м, а алевролиты - от 10 до 4,6 м. Песчаники залегают в виде удлинённых линз.

Алевролиты пласта "б₁₊₂" в основном окружают песчаники. Средняя толщина раздела между пластами "б₁₊₂" составляет 2-7 м.

Пласт "б₃".

Он состоит из одного прослоя. В 36% скважин сложен песчаниками толщиной от 1 до 9 м, в 34% скважин - глинистыми алевролитами. В условиях залегания коллекторов пласта "б₃" много общего с пластом "б₁₊₂". 90% песчаников сосредоточено в песчаных линзах.

Коллекторы пласта "б₃" сложенные алевролитами, имеют более широкое простирание, чем у пласта "б₂" и содержит более 14 млн. т геологических запасов нефти.

Раздел между пластами "б₃" и "в" является одним из самых надёжных. Эти два пласта присутствуют в разрезе 35,8% скважин, причём слияния отмечены только в 3,3% скважин, а в остальных 32% пласты более или менее надёжно разобщены.

В 94% скважин раздел между пластами "б₃" и "в" состоит из глинистых алевролитов. Толщина раздела от 0 до 14,4 м. Толщина прослоя аргиллитов, входящих в состав раздела - 0,4-4,8 м.

Пласт "в".

Пласт "в" расположен в середине горизонта Д₁ на половине расстояния между реперами "верхний известняк" и "глины". Пласт отличается значительной неоднородностью. В 32% скважин он сложен песчаниками; в 24% скважинах - алевролитами и в 44% скважин - замещён глинистыми алевролитами или аргиллитами.

Этот раздел, так же как и между вышележащими пластами представлен глинистыми алевролитами и аргиллитами, однако прослои аргиллитов, залегающих под пластом "в" выдержан плохо. Он имеется в разрезе только 60% скважин. В 40% скважин прослой аргиллитов выклинивается и раздел сложен только глинистыми алевролитами. Средняя толщина аргиллитового прослоя составляет 1,6 м.

Пласты "г" и "д".

Они обладают самыми лучшими коллекторскими свойствами и имеют самую низкую литологическую неоднородность. В 83,5% скважин повсеместно распространены песчаные коллектора.

Толщина от 1 до 14 м. довольно часто пласт "г" расслаивается на два пропластка - "г₁" и "г₂". В 14,5% скважин пласт "г" сложен алевролитами, которые залегают в виде удлинённых линз, содержащих около 18,5 млн. т. геологических запасов.

Толщина пласта "г" от 0,8 до 7 м, в среднем, 2,7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 2,6 м. Замещение пласта "г" глинистыми алевролитами наблюдается лишь в 2,0% скважин.

Пласт "д" самый нижний в разрезе горизонта Д₁. Песчаные коллекторы пласта "д" отличаются от пород подстилающей их пачки глинистых алевролитов. Мощность этой пачки обычно составляет 8-9 м, а в случае наличия коллекторов они обычно как бы врезаются в эту пачку глинистых алевролитов. "Врезание", как правило, соответствует участкам зон слияния пластов. В случае отсутствия коллекторов пласт "д" и "г", а фациальное замещение развито на участках, где эти пласты разобщены прослоем глинистых алевролитов.

Алевролиты пласта "д" залегают в виде двух прослоев, их геологические запасы невелики и составляют 3,1 млн. т. Суммарная мощность алевролитов 0,8-5 м, а средняя - 2,5 м.

Нефтенасыщенная мощность в среднем 1,4 м. Пласты коллектора горизонта Д₁ отделены от нижележащего, преимущественно водного горизонта, пачкой глинистых алевролитов и аргиллитов. Этот раздел в большинстве случаев имеет верхнюю, среднюю, и нижнюю часть. Верхняя часть состоит из глинистых алевролитов, толщиной 4,0 м, которая получила название репера "глины", основной репер разреза при корреляции.

Под репером "глины" залегает ещё одна пачка глинистых алевролитов, перекрывающая коллекторы горизонта Д₂. Толщина раздела между коллекторами горизонтов Д₁, Д₂ меняется от 0 до 20,0 м.

Приведённые выше данные свидетельствуют о том, что горизонт Д₁ как природный резервуар имеет сложное строение. Песчано-алеритовые пласты, слагающие горизонт Д₁, характеризуются значительной литологической неоднородностью, имеющей для каждого из пластов свои закономерности. Поэтому требуется индивидуальный подход к каждому из пластов, как при проектировании разработки.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические свойства нефти и газа горизонта Д1 Южно-Ромашкинской площади были исследованы в "ТатНИПИнефть", в химической лаборатории г. Альметьевска.

Исследования 116 глубинных качественных проб нефтей проводились по существующим общепринятым методикам. Вязкость пластовых нефтей определялась на вискозиметре типа ВВДУ. Отборы глубинных проб нефтей проводились пробоотборниками типа ПД-3М и ПВВ-300.

На основании экспериментальных исследований были определены свойства нефти и газа. Газовый фактор, объёмный коэффициент и плотность дегазированной нефти взяты при дифференциальном разгазировании. Диапазон изменения газового фактора от 39,0 до 69,4 м³/т, а среднее его значение равно 51,8 м³/т, плотность изменяется от 852,0 до 877,0 кг/м³, объёмный коэффициент изменяется от 1,127 до 1,181 при среднем значении 1,137.

Поверхностные нефти Южно-Ромашкинской площади девонского горизонта по своему составу относятся к группе сернистых, а по содержанию парафина - к группе парафиновых.

В виду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61,6 м³/т, а рабочий 51,8 м³/т. Потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3,7 м³/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составил порядка 0,007 м³/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенного в процессе сбора и подготовки нефти, составляет 6,093 м³/т, которая ушла вместе с товарной нефтью.

В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы.

Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 3 до 60 м³/сут; в некоторых достигает 350 м³/сут при разных динамических уровнях. Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25-27 м. режим залежи упруговодонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составила 253,10-283,35 г/л, плотность 1170,0-1192,7 кг/м³, вязкость 1,75-2,00 мПа, рН равно 2,7-6,4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает 0,25-0,45 м³/т. Метана содержится более 50%. Упругость газа составляет 5,0-10,0 мПа. Объёмный коэффициент - 0,9998.

В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии, в разрабатываемых горизонтах появился сероводород до 100 мг/л. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.

Состав газа, выделенного из нефти при неоднократном разгазировании, а также состав нефти, определялся на хроматографах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ХРОМ-4, ВИРОХРОМ.

Свойства сепарированных нефтей определялись по существующим ГОСТам.

Средние замечания основных параметров пластовых и сепарированных нефтей, а также состав нефти и газа представлены в таблицах.

Нефть Южно-Ромашкинской площади характеризуется содержанием смолистых веществ (30-48%), парафина (5,3%), сернистых соединений (1,5-2,5%), бензиновых фракций и лёгких углеводородов, масляных фракций. Попутный газ богат этаном и пропаном.

Таблица 2. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды.

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Вязкость, мПа при t=20°C и 50 °C	17	17	13,1-27,4 6,5-10,2	20,7 8,4
Температура застывания, °C				18 °C
Температура насыщения парафином, °C				22 °C
Массовое содержание серы, %		23	1,2-3,7	2,3
Смол селико-галевых	23	5,1-15,7	10,3
Асфальтенов		23	1,6-8,2	5,8
Парафинов		23	3,6-7,0	5,7
До 150°C		4	1,9-4,5	2,8
До 200°C		4	14,0-25,0	20,1
До 300°C		4	35,5-41,0	37,4

Изменение основных параметров пластовой нефти в процессе разработки.

В процессе разработки месторождения параметры пластовой нефти не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно.

В последний период разработки в процессе обводнения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти влияет закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления её кислородом, попавшим в пласт с закачиваемой водой, растворения компонентов в воде и т. д.

Для изучения основных параметров пластовой нефти были обобщены результаты качественных анализов нефти.

Были вычислены средние значения.

Изменение параметров нефти по годам представлены в таблице 3, из которой видно, что давление насыщения уменьшилось на 5,5%, газосодержание - на 4%, объёмный коэффициент - на 1%, плотность нефти в пластовых и поверхностных условиях возросли на 21,7 и 3,52.

Таблица 3 Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ромашкинской площади.

Наименование	Пластовая девонская нефть
	Количество исследований	Диапазон измерений	Среднее значение
	Скваж.	Пробн.
Нефть, давление насыщения газом, мПа	89	116	6,8-9,59	8,75
Газосодержание, м3/т	89	116	54,0-81,7	63,94
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=0,5 мПа, Т1=9°С, Р2=0,1 мПа, Т2=9°С			34,7-56,5 7,5-11,7	44,2 8,9
Суммарный фактор газа, плотность, кг/м3, вязкость, мПа•с	98	116	0,788-0,876 2,2-7,7	0,803 3,34
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	89	116	1,114-1,176	1,146
Температура насыщения парафином, °С		57	18-21	19

Таблица 4 Компонентный состав нефтяного газа разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %).

Наименование	Пласт Девон
	При неоднократном разгазировании пластовой нефти в ст. условиях.	При дифференцировании пластовой нефти в раб. условиях.	Пластовое.
Сероводород	0,0248
Углекислый газ	0,6969	1,0427	0,1007
Азот+редкие в т.ч.
Гелий	8,1685	8,9169	0,5233
Метан	36,0870	44,0200	1,4922
Этан	23,7427	24,8811	1,8248
Пропан	19,0041	15,4140	2,5785
Изобутан	2,4070	1,2564	0,5459
Н-бутан	5,9810	3,0807	1,7725
Изопентан	1,6487	0,5793	1,0411
Н-пентан	1,3986	0,5018	1,1696
Гексан	1,8507	0,3044	88,2314
Остаток (С8+высшие)	31,6663	28,3811	154,1
Плотность газа, кг/м3	1,3165	1,1560	0,8071

Следовательно, средние значения основных параметров нефтей последних лет более точно характеризуют свойствами нефти на заключительном этапе разработки.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

Южно-Ромашкинская площадь разрабатывается по проекту, составленному ТатНИПИнефть в 1992 г. Согласно геолого-промысловому анализу разработки горизонта Д₁ и дополнительным документам, количество утверждённых скважин по площади составляет 1384, в том числе 835 добывающих, 359 нагнетательных и 190 дублёров.

Весь пробуренный фонд по состоянию на 1. 01. 2005 г. составляет 1157 скважин, (в т.ч. 69 скважин - дублёров), из них 837 добывающих и 320 нагнетательных. На одну пробуренную скважину приходится 17,4 га/скв, с учётом дублёров 16,4 га/скв.

Характеристика фонда скважин приведена в таблице. Фонд добывающих скважин на конец 2004 г. составил 536, в том числе 109 нагнетательных скважин временно эксплуатирующихся на нефть. Под нагнетание переведено 106 скважин, 51 скважина переведена на другие горизонты.

В бездействии находятся 120 скважин или 22,4% скважин от добывающего фонда, в консервации - 24 скважины или 4% от добывающего фонда. Причинами консервации и бездействия являются малодебитность из-за отсутствия системы заводнения и обводнение скважин. Эксплуатация их в настоящее время экономически нерентабельна, эти скважины будут вводиться в эксплуатацию по мере совершенствования системы ППД, с учётом ввода нагнетательных скважин, внедрения новых технологий по стимуляции и водоизоляции.

В результате остановки экономически нерентабельных и технически неисправных скважин, действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 416, из них 118 скважин (28,4%) оборудовано ЭЦН, 298 - ШГН (71,6%).

На 1. 01. 2005 г. на площади пробурено 320 нагнетательных скважин. Действующий нагнетательный фонд насчитывает 206 скважин, в том числе 84 по технологическим причинам. В бездействующем фонде числятся 30 скважин.

Основными причинами простаивания нагнетательных скважин являются: ограничение закачки воды в зонах с повышенным пластовым давлением, негерметичность колонны, ожидание подземного ремонта и смены оборудования, отсутствие приёмистости, смена водовода. Фактически закачка воды осуществляется в 122 скважинах, что составляет 59% от нагнетательного фонда.

Ликвидированный фонд составляет 250 скважин (184 добывающих, 66 нагнетательных), из них 17 ликвидировано после бурения из-за отсутствия нефтеносных коллекторов, 233 скважины ликвидированы как выполнившие своё назначение и не имеющие в своём разрезе промышленных запасов других горизонтов. В ожидании ликвидации, после обводнения продукции пластов и нецелесообразности ведения изоляционных работ, простаивают 12 добывающих скважин.

Контроль за состоянием пластового давления осуществляют 32 пьезометрические скважины.

58% добывающих скважин работают с дебитами от 0,5 до 2,0 т/сут, и всего 6% - с дебитами больше 8 т/сут, обводнённость 12,5%, добывающих скважин до 2% и 14,4% - больше 90%. Из наибольшего количества скважин (53,3% добывающего фонда) с обводнённостью от 70% до 100% получено около 54,4% годовой добычи нефти и 91% жидкости, а по скважинам с обводнённостью до 2% за год добыто 11,8% нефти от всей добычи по площади и 1,6% жидкости.

В результате остановки экономически нерентабельных и технически неисправных скважин, действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 416, из них 118 скважин (28,4%) оборудовано ЭЦН, 298 - ШГН (71,6%).

Характеристика фонда скважин приведена в таблице 5. Фонд добывающих скважин на конец 2004 г. составил 536, в том числе 109 нагнетательных скважин временно эксплуатирующихся на нефть. Под нагнетание переведено 106 скважин, 51 скважина переведена на другие горизонты.

Таблица 5. Характеристика фонда скважин на 1. 01. 04 г.

наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд добывающих скважин	Пробурено Возвращено с других горизонтов Нагнетательные в отработке на нефть Всего В том числе: Действующие Из них: фонтанные ЭЦН ШГН Безкомпрессорный газлифт Внутрискважинный газлифт Бездействующие В освоении после бурения В консервации+пьезометрические Переведены под закачку Переведены на другие горизонты Ликвидированные+ожид. Ликвид.	837 - 109 536 416 - 118 298 - - 120 - 24+28 106 51 184+12

Из вышеизложенного следует, что наибольшая добыча нефти получена из скважин с большими дебитами (8-50 т/сут) и с обводнённостью от 70 до 100%.

2.2 Динамика технологических показателей разработки

На Южно-Ромашкинской площади бурение разведочных скважин началось в 1950 г. Интенсивное промышленное бурение началось в 1957 г. и к концу 1958 г бурение трёх кольцевых рядов было завершено. В 1966-1970 гг. бурение велось на центральной части согласно "Уточнённого проекта разработки", 1963 г.

В соответствии с разбуриванием и вводом в разработку площади в два этапа отмечаются два максимума по добыче нефти.

В последующие годы началось естественное снижение годовых темпов отбора нефти в результате значительной выработанности запасов нефти и роста обводнённости продукции. Естественно, что во все последующие годы геолого-технические мероприятия осуществляемые на площади были направлены на создание интенсивной системы разработки, которая бы позволила существенно замедлить темп падения добычи нефти.

Рост добычи нефти продолжался до 1966 г., в котором была достигнута максимальная добыча нефти в объёме 6,247 млн. тонн, при отборе 21,3% начальных извлекаемых запасов нефти. Впервые за историю разработки площади в 1964 г. произошло падение добычи нефти. Начавшееся в 1964г. падение нефти характеризует состояние площади, начался рост добычи нефти по годам. Второй максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1970 г. - 5,614 млн. тонн. К этому времени были отобраны 49,5% извлекаемых запасов, обводнённость составила 24,4%, коэффициент текущей нефтеотдачи - 0,264, темп отбора - 4,6% от начальных и 8,4% от текущих извлекаемых запасов. К моменту вывода на максимальный уровень добычи нефти было пробурено 53% всего пробуренного на 1. 01. 1999 г. фонда скважин.

В последние годы темп снижения добычи нефти стабилизировался, площадь вступила в завершающую четвертую стадию разработки. Разработка характеризуется медленным снижением добычи нефти (темп отбора менее 2% от НИЗ), значительной обводнённостью добываемой продукции и полным переходом на механизированный способ эксплуатации.

На дату анализа добыто 104768 тыс. тонн нефти, что составляет 86,1% от начальных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,460.

В 1998 г. добыто 260 тыс. тонн нефти. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,21%, от текущих запасов - 1,32%.

В начальный период площадь разрабатывалась при низких темпах обводнения продукции. Объясняется это тем, что обводнившиеся скважины отключались при сравнительно низком значении предельной обводнённости (50-60%). В конце первой стадии разработки при отборе 20% извлекаемых запасов нефти, обводнённость добываемой продукции составляет 4,2%, а НВФ - 0,018. резкий рост обводнённости происходит после отбора 50% извлекаемых запасов нефти. Это объясняется истощением и обводнением базисных наиболее продуктивных пластов и подключением верхних пластов, характеризующихся более высокой неоднородностью и долей трудноизвлекаемых запасов.

В связи с ростом уровня добычи нефти и воды интенсивно возрастала добыча жидкости, достигнув максимума в 1977 г. в объёме 11,340 млн. тонн. С момента падения годового уровня добычи нефти отбор жидкости сохранялся практически постоянным и до 1986 г. удерживался на уровне 10-11 млн. тонн, т. е. в течение 14 лет. С 1987 г. отбор жидкости начал снижаться в результате целенаправленного процесса ограничения добычи жидкости путём отключения из разработки обводнённых пластов, применения циклического заводнения с переменой направления потоков, разукрупнения объектов разработки и других методов регулирования.

За время разработки отобрано 330,760 млн. тонн жидкости, водонефтяной фактор равен 1,43.

Отбор жидкости в 1998 г. составил 2489 тыс. тонн, что в 4,6 раза ниже максимального уровня, среднегодовая обводнённость продукции равна 86,4%.

Закачка воды с целью поддержания пластового давления на площади стала осуществляться с 1955 г. Ежедневно объёмы закачки увеличивались. Однако наращивание объёмов закачки происходило до 1970 г.

Суммарная закачка воды впервые компенсировала накопленный отбор жидкости в 1971 году, т. е. отношение закачки к отбору жидкости в пластовых условиях достигло единицы. По состоянию на 1. 01. 2000 г объём закачанной воды с начала разработки в пласты горизонта Д₁ равен 383,8 млн. м³, что составляет 103,2% от объёма отобранной жидкости в пластовых условиях. Из этого видно, что ежегодно закачка полностью компенсировала отбор жидкости. С 1987 г. происходило снижение объёмов закачки воды, как следствие снижения отборов жидкости. Проведение комплекса мероприятий по совершенствованию системы заводнения и регулирования процесса разработки позволило сократить непроизводительную закачку в пласты.

Так, в 1988 г. объём общей закачки равен технологической 2,472 млн. м³, что составляет 98,9% к отбору жидкости в пластовых условиях.

В соответствии с объемом закачки воды находится среднее пластовое давление. Пластовое давление по площади на конец 1999 г составило 16,9 МПа, а в зоне отбора - 16,2 МПа. Пластовое давление с небольшими колебаниями держится на одном уровне, начиная с 1975 г.

По состоянию на 1. 01. 2000 г объём закачанной воды с начала разработки в пласты горизонта Д₁ равен 383,8 млн. м³, что составляет 103,2% от объёма отобранной жидкости в пластовых условиях. Из этого видно, что ежегодно закачка полностью компенсировала отбор жидкости. С 1987 г. происходило снижение объёмов закачки воды, как следствие снижения отборов жидкости. Проведение комплекса мероприятий по совершенствованию системы заводнения и регулирования процесса разработки позволило сократить непроизводительную закачку в пласты. Так, в 1988 г. объём общей закачки равен технологической 2,472 млн. м³, что составляет 98,9% к отбору жидкости в пластовых условиях.

2.3 Анализ выработки пластов

На Южно-Ромашкинской площади, существующими нагнетательными рядами с учётом сложившейся системы разработки и геологического строения, выделены 4 блока самостоятельной разработки.

Первый блок расположен в западной части площади и ограничен с запада нагнетательным рядом скважин Зай-Каратайской площади, а от второго и третьего блоков отделён внутренними нагнетательными рядами.

Второй блок расположен в северной части площади, от третьего блока отделён центральным разрезающим рядом, с севера ограничен Абдрахмановским нагнетательным рядом скважин.

Третий блок расположен в южной части площади, с юга граничит с Западно-Лениногорской площадью, с севера, запада и востока границы блока проходят по разрезающим рядам.

Четвёртый блок расположен в восточной части площади, с севера юга границы проходят по разрезающим рядам, а с запада граница проведена условно с учётом геологического строения.

Плотность разбуренности блоков неравномерная. Первый и второй блоки разбурены с одинаковой плотностью сетки, соответственно, 15,8 га/скв, 15,9 га/скв. С наибольшей плотностью разбурен третий блок - 13,7 га/скв. Наиболее редкая сетка разбуривания на четвёртом блоке - 20,8 га/скв.

Из анализа основных технологических показателей разработки следует, что темпы отбора нефти и степень выработанности запасов нефти по блокам различна.

На первом блоке по состоянию на 1. 01. 04 г. пробурено 222 скважины, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважинсоставляет 2,4.

В 2003 году действующий добывающий фонд блока составил 66 скважин, которыми отобрано 52 тыс. тонн нефти, что составляет 15,4% от общего объёма добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в 2003 году составил 0,19%, от текущих 0,99%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 1999 году составил 2,7 т/сут, по жидкости - 32,5 т/сут. Обводнённость продукции 91,8%, водонефтяной фактор - 1,88. Закачка воды велась в 27 скважинах и составила 489 тыс. м³, или 19,8% от общей закачки по площади.

Максимальная добыча нефти достигнута в 1970 году - 1710 тыс. тонн при отборе 41,3% от извлекаемых запасов, обводнённость при этом составила 20,2%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,221, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,98%. В последующие годы наблюдается естественное снижение годовых отборов нефти.

По состоянию на 1. 01. 00 г. отбор нефти по первому блоку составил 24,570 млн. тонн или 81,9% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,439.

Среднее пластовое давление по первому блоку на 1. 01. 04 г. составило 18,4 МПа, среднее забойное - 10,5 МПа.

На втором блоке по состоянию на 1. 01. 05 г. пробурены 374 скважины. Соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет 2,2.

В 2004 г. действующий добывающий фонд блока составил 114 скважин, которыми отобрано 101 тыс. тонн нефти, что составляет 30,2% от общего объёма добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил 0,19%, от текущих, соответственно, 0,95%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 1999 году составил 3,0 т/сут, по жидкости - 24,3 т/сут, обводнённость продукции - 88%, водонефтяной фактор - 1,31. Закачка воды велась в 52 скважинах и составила 907 тыс. м³, или 36,7% от общей закачки по площади.

Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1969 году - 2177 тыс. тонн при отборе 45,2% от начальных извлекаемых запасов. Коэффициент извлечения нефти при этом составил 0,243, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 4,0%.

По состоянию на 1. 01. 00 г. накопленная добыча нефти по второму блоку составила 43,364 млн. тонн или 80,4% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,431.

Среднее пластовое давление в зоне отбора по второму блоку на 1. 01. 04 г. составило 17,0 МПа, среднее забойное - 9,6 МПа.

На третьем блоке по состоянию на 1. 01. 04 г. пробурено 460 скважин соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет 2,7.

В 2004 году действующий добываемый фонд блока составил 173 скважины, которыми отобрано 124 тыс. тонн нефти, что составляет 36,7% от общего объёма добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил0,21%, от текущих - 15,3%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 2004 г. составил 2,6 т/сут, по жидкости - 15,8 т/сут, обводнённость продукции - 83,4%, водонефтяной фактор - 1,4. закачка воды велась в 65 скважин и составила 868 тыс. м³, или 36% от общей закачки по площади.

Максимальная добыча нефти была достигнута также в 1969 г. и составила 3106 тыс. тонн при отборе 54,3% от извлекаемых запасов, обводнённость при этом составила 18,0%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,291, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,4%.

По состоянию на 1. 01. 05 г. отбор нефти по третьему блоку составил 57,010 млн. тонн или 99% то начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,531.

Среднее пластовое давление в зоне отбора по третьему блоку на 1. 01. 05 г. составило 16,1 МПа, среднее забойное - 9,5 МПа.

На четвёртом блоке по состоянию на 1. 01. 04 г. пробурено 225 скважин, соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин составляет 5,3.

В 2004 г. действующий добывающий фонд блока составил 96 скважин, которыми отобрано 61 тыс. тонн нефти, что составляет 18,0% от общего объёма добычи по площади. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов при этом составил 0,35%, то текущих - 1,07%. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины по нефти в 203 году составил 2,4 т/сут, по жидкости - 11,3 т/сут, обводнённость продукции - 78,6%, водонефтяной фактор равен 1,25. Закачка воды велась в 18 скважин и составила 223 тыс. м³, или 9,0% от общей закачки по площади.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1963 году - 668 тыс. тонн при отборе 11,4% от начальных извлекаемых запасов, обводненность при этом составила 3,2%, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,054, темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 3,8%.

По состоянию на 1. 01. 04 г. накопленная добыча нефти по четвёртому блоку составила 12,039 млн. тонн или 68,4% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,334.

Среднее пластовое давление в зоне отбора по четвёртому блоку на 1. 01. 04 г. составило 15,2 МПа, среднее забойное давление - 8,6 МПа.

Из анализа основных технологических показателей разработки блоков следует, что выделенные блоки находятся на разных стадиях разработки - третий блок на четвёртой стадии, первый и второй - в конце третьей стадии разработки, а четвёртый блок начал разрабатываться позднее первых трёх блоков и в настоящее время вступает в третью стадию разработки.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Виды и причины обводнения скважин

В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.

С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.

При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации.

Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;

Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);

Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах.

Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.

Рисунок 1. Возможные пути движения пластовых вод при эксплуатации скважины.

I - продукция скважины;

II- вода;

III- нефть в изолированном пласте;

IV - вода в изолированном пласте;

А- переток воды между пластами;

B - прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне;

C- прорыв верхних вод через дефект в цементном камне:

D - подошвенные воды;

E - нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.

3.2 Обследование и исследование скважин

До проведения КРС в скважине проводят исследования и обследования.

Исследования проводят с целью установления интенсивности притока посторонних вод в скважину через фильтровую зону, т. е. из продуктивного пласта, в зависимости от забойного давления, с целью определения характера притока жидкостей или газов через нарушения в обсадной колонне, с целью определения технического состояния обсадной колонны, а также цемента за колонной.

Скважину исследуют также для:

1. Выявления и выделения интервалов негерметичности в обсадной колонне и цемента за колонной.

2. Для изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка.

3. Для выявления положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, положения искусственного забоя, для определения положения инструмента, спущенного для ремонтных операций.

4. Для определения качества промежуточных операций и ремонта в целом

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное давление и давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию и из межколонного пространства уменьшить давление до атмосферного или до некоторого значения. Закрыть выкидную линию и определить время восстановления давления в этом пространстве от атмосферного до первоначального значения. После этого следует заглушить скважину и следить за изменением давления. Если в этот момент будет проявление между колоннами и в затрубном пространстве, то это укажет на наличие негерметичности в колонне.

Место положения каналов утечек пластовой жидкости и газов определяют геофизическими методами исследования (дебитомером, электротермометром).

Данные исследования используются также при выборе композиции тампонажных материалов, которые реагируют на температурные изменения в скважине и в пласте. От этих изменений зависит срок схватывания тампонажных материалов.

Обследование скважины

Обследование скважин проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя, уровня жидкости, проверки состояния эксплуатационной колонны, ствола скважины, наличия в ней дефектов, аварийного оборудования и посторонних предметов.

Обследуют скважину печатями, которые могут опускать на трубах или на канате.

Печать состоит из корпуса, стакана и оболочки (свинцовой, гудронной или алюминиевой), которая наплавляется на стакан.

Печать опускают на кабеле или на НКТ, с промером длины спускаемых труб.

Когда печать достигает верхнего конца аварийного инструмента, то весом труб печать создаёт нажим. На оболочке получается отпечаток, по которому судят о характере смятия колонны или оставленного в скважине постороннего предмета.