Повторные замеры нейтронными методами со стационарным и импульсным источником нейтронов, выполненные через различное время после спуска колонны, позволяют зафиксировать изменение показаний в коллекторах в разрезе обсаженной скважины. Замеры радиометрическими и акустическими методами в не обсаженном стволе скважин малоэффективны для выделения коллекторов.

Выделение коллекторов по количественным критериям.

При отсутствии прямых качественных признаков коллекторов выделение их реализуется на статистическом уровне с использованием количественных критериев коллектора. Выделение коллекторов с использованием количественных критериев основано на следующих предпосылках:

1) в исследуемом разрезе породы-коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов значениями фильтрационно-емкостных свойств, а, следовательно, и значениями геофизических характеристик, отражающих эти свойства;

2) граница между коллекторами и не коллекторами на статистическом уровне характеризуется граничными значениями фильтрационно-емкостных (проницаемость Кпргр, пористость Кпгр, объемная глинистость Кглгр, относительная глинистость згл* и др.) или геофизических (относительная амплитуда бспгр, интервальное время ДТгр, объемная плотность дпгр, двойной разностный параметр ГМ, НГМ, ННМ соответственно ДJггр, ДJnггр, ДJnnгр, и др.) характеристик.

3.2.2 Выделение коллекторов в пластах ПК1-3

В рассматриваемых нами скважинах имеются замеры методами микрозондирования и кавернометрия; кроме того выполнены замеры БКЗ, а в отдельных скважинах - ВИКИЗ. Качество замеров достаточно высоко. Все это обеспечило возможность выделения коллекторов в рассматриваемых нами скважинах по прямым качественным признаков. Тем немение, нами были рассмотрены возможности привлечение косвенных количественных критериев.

Для определения граничных значений пористости Кп гр и проницаемости Кпр гр в дипломном проекте привлекались керновые данные по пласту ПК1-3.

Для нефтеностной части залежи была рассчитана динамическая пористость Кп дин = Кп (1-Кво - Кно), где Кво и Кно - соответственно коэффициенты остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности. Под величиной Кно подразумевается количество нефти, не извлекаемой из коллектора при заводнении. Петрофизические данные по значениям Кно в коллекторах ПК1-3 отсутствует. В связи с этим, обоснование граничной пористости для газонасыщенной части было выполнено с помощью зависимости Кп=f (Кп эф).

При оценке граничных признаков коллекторов использовался и петрофизический способ с помощью связей типа «керн-керн»: Кп=f(Кп эф), Кпр=f(Кп эф), Кво=f(Кпр).

По керновым данным, приведенным в отчете по подсчету запасов нами выполнено расчет коэффициента эффективной пористости и выполнено сопоставление коэффициентов пористости и эффективной пористости (рис.3.1).

Рис.3.1 Зависимость Кп = f(Кп эф) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

месторождение нефтегазоносный порода коллектор

На нем выделены точки аномальные к основному массиву данных. Особенностью приведенного сопоставления является отсутствие данных в области низкой пористости поэтому экстраполяции линий регрессии зависимости, построены по основному поле точек, приводит к завышение граничных точек, формально полученное значения ее равно Кпгр=23%. Очевидно что она требует подтверждение другим данными. С этой целью нами было выполнено сопоставление коэффициентов пористости, определенных по данным ГИС, в массивах коллекторов и неколлекторов (рис.3.2). Выделение коллекторов было выполнено по прямым признакам. Из рисунка 3.2 следует, что наиболее вероятное значение Кп гр =21,5%, т.е. несколько ниже, чем по данным исследований керна.

Рис.3.2 Обоснование граничной пористости Кпгис в массивах коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхского месторождений по данным ГИС.

Граничное значение коэффициента пористости для нефтеносных коллекторов может быть, в первом приближении, на 2-3% больше чем для газоносных.

Использование имеющихся керновых данных для обоснования Кпр гр (рис.3.3.) приводит к явному завышению граничной проницаемости



Рис.3.3 Зависимость Кпр = f(Кп эф.) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Очевидно, что достоверность определения граничного значения коэффициента проницаемости не высокая, что не позволяет воспользоваться нам этой зависимостью. Поэтому мы были вынуждены рассмотреть сопоставление коэффициентов проницаемости и пористости (рис.3.4).

Рис 3.4 Зависимость Кпр=f(Кп) для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

На этом сопоставлении выделяется группа точек, характеризуемых повышенной проницаемостью, выделенные желтым квадратиком. Предположительно это в той или иной степени карбонатизированные коллектора, либо образцы с трещинноватостью. Из приведенного сопоставления следует, что при Кп гр = 21% Кпр гр=1 мД.

Обоснования количественных критериев коллекторов заключается в разделении разреза скважины на проницаемые и непроницаемые пласты по прямым качественным признакам или результатам опробований (испытаний) с последующим построением по ним куммулят какого- либо параметра (пористости, пс и др.). Построенные таким способом дифференциальные и интегральные распределения относительного параметра ПС для двух подвыборок коллекторов и не коллекторов приведено на рисунке 3.5. На пересечении куммулят определяется пс гр = 0.29.

Рис.3.5 Дифференциальные распределения относительного параметра ПС коллекторов и неколлекторов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Рис. 3.6 Кумулятивное (интегральное) распределение в коллекторах и не коллекторах бпс для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождения.

Таблица 3.1

Граничные величины петрофизических параметров

Пласты	Граничые значения
	Кпгр, %	Кпргр, мД	бпсгр
ПК1-3	21-22	1	0.29

Учитывая корреляционный характер связи между параметрами можно принять, что пласт принадлежит к коллекторам, если его открытая пористость превышает 21-22%, проницаемость более 1 мД (таблица 3.1).

Коллекторы выделялись по прямым качественным признакам в скважинах №16,28,52,70,73. В скважине №29 выделение коллекторов было выполнено по граничному значению бпс. На рисунке 3.7 приведено сравнение выделения коллекторов по прямым качественным признакам и косвенным количественным критериям. Видно, что суммарная эффективная мощность по прямым признакам (Нэф=93,7 м) превышает толщину коллекторов, выделенную по бпс гр (Нэф)



Рис.3.7 Сопоставление результатов выделение коллекторов по прямым качественным признакам и по количественным критериям (бпсгр). Скважина 16. Эффективные толщины (справа колонка выделения по прямым качественным признакам (Нэф=93,7м), слева по бпсгр(Нэф=80,4м)

3.2.3 Определение коэффициента пористости коллекторов

Краткие методические основы

Пористость пород характеризуется коэффициентом пористости Кп, который численно равен отношению объема пор к общему объему породы и выражается в долях единицы или процентах:

Кп=Vпор/Vп (3.1)

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ различают эффективную Кпэф и динамическую Кпдин пористость. Наличие эффективной пористости отличает породы-коллекторы от неколлекторов. Доля объема породы, представленная эффективными открытыми порами, характеризуется коэффициентом эффективной пористости:

Кпэф=КпоЧ(1-Кво) (3.2)

где Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности.

В нефтенасыщенном коллекторе часть эффективной пористости представляет динамическую пористость:

Кпдин=КпЧ(1-Кво-Кно) (3.3)

где Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности.

Определение коэффициента пористости коллекторов нефти, газа и погребенных вод геофизическими методами основывается на различии физических свойств среды, заполняющей поровое пространство, и твердой фазы коллектора.

Физические свойства твердой фазы зависят от минерального состава и дисперсности. Резко отличаются и физические свойства среды (вода, нефть, газ), заполняющей поровое пространство. В связи с этим для определения пористости коллекторов необходимо знать ряд сторонних факторов.

Определение коэффициента пористости Кп по методу потенциалов собственной поляризации.

Определение Кп по диаграммам метода ПС возможно в геологических объектах с терригенными коллекторами, имеющими преимущественно глинистый цемент рассеянного типа, при наличии корреляционной связи между Кп и содержанием в породе глинистого материала. Благоприятны для определения Кп по диаграмме ПС следующие условия:

1) значительная общая толщина изучаемых продуктивных отложений и наличие в разрезе каждой скважины, вскрывшей эти отложения, достаточного числа пластов с разными пористостью и глинистостью;

2) наличие в разрезе хорошо выдержанных по площади, достаточно мощных опорных пластов - чистого и слабоглинистого песчаника (алевролита), чистой и слабопесчаной глины; постоянство минерализации и химического состава пластовых вод изучаемых отложений.

Основа определения Кп по диаграммам ПС - корреляционная связь относительной амплитуды ПС - бпс и Кп. Корреляционную связь бпс- Кп получают сопоставляя значения бпс и Кп по пластам, в которых Кп определено другим методом ГИС или по данным представительного керна. Затем зависимость бпс- Кп в виде графика или уравнения регрессии используют для определения Кп по значению бпс в пластах, где параметр Кп неизвестен. Определение Кп по бпс возможно как в продуктивных, так и водоносных коллекторах. Если в области Кп > Кп гр и бпс >бпс гр, т.е. для пород- коллекторов бпс изменяется в широких пределах (от 0,3 до 1), определение Кп по величине бпс имеет смысл.

Определение коэффициента пористости Кп по акустическому методу.

Основу метода определения коэффициента пород по данным акустического метода составляет наличие тесной зависимости между величинами р (или интервального времени Tп ) и Кп. Скорость распространения упругих продольных волн р в горных породах зависит от их минерального состава и структуры.

В ряде случаев необходимо определить интервальное время пробега упругой волны в минеральном скелете породы Tск для конкретного интервала геологического разреза. Это достигается сопоставлением интервального времени, отсчитанного по диаграмме акустического каротажа T, со значениями пористости Кп, определенными по керну или одним из геофизических методов. Полученные данные используются для нахождения по T параметра Кп.

Если пористость по разрезу изменяется слабо, значение tск определяют для каждого относительно однородного пласта:

Tск = (T - КпЧTж)/(1-Кп) , (3.4)

где Tж - время пробега упругой волны в жидкости, заполняющей поровое пространство породы.

Результаты опытных работ, проведенные по данным скважинных исследований, подтверждают существование сложной зависимости скорости распространения упругих волн от глинистости. Поэтому для коллекторов с любой глинистостью используют обобщенное уравнение среднего времени:

T = (1- Кп - Кгл)Ч Tск+КглЧTгл+КпЧTж (3.5)

где Tгл - интервальное время глин, зависящее от характера распределения глинистого материала в породе (в агрегатном состоянии).

Для расчета Кп с учетом влияния глинистости на показания методов существует уравнение распространенное по Западной Сибири, которое описывает связь между Кп, ?T и бпс (Фоменко В.Г, Шальновой С.Г) :

?Т = 0.175ЧсЧ Кп 2Ч(бпс - 0.05)-0.5+180 , (3.6)

(3.7)

где 0.175с - комплексный параметр, который, в целом, учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как ?Tск.

Для расчетов пористости по АК в НПЦ «Тюменьгеофизика» предлагается уравнение следующего вида:

Кп = [(ДТ - 180)Ч(аЧбсп + в)]0,5 (3.8)

Для обоснования коэффициентов уравнения требуется настройка по кривым нормального уплотнения «чистых» песчаников и глин. С достаточной точностью эти коэффициенты могут быть рассчитаны следующим образом:

а = Кп.ч2 / (ДТпч - 180) - Кп.гл2 /(ДТпч - 180), (3.9)

в = Кп.гл.2 / (ДТгл - 180), (3.10)

где ДТпч и ДТгл - значения интервального времени по АК на уровне показаний метода, соответственно, против пластов чистых песчаников и глин; Кп.ч и Кп.гл - пористости «чистых» песчаников и глин.

Определение коэффициента пористости Кп по нейтронному каротажу.

Осуществляется с помощью традиционного уравнения: Кп=щ?-щтф, где щ? и щтф - соответственно водородосодержание суммарное и водородосодержание твердой фазы пород. На основании этих же значений определяют по каждой скважине уровень водородосодержания, соответствующий линии «чистых» песчаников и глин (щпч и щгл). Величину водородосодержания твердой фазы щтф определяют с помощью данных ПС или ГК с использованием линейных зависимостей вида:

щтф = а - вЧбпс, или щтф= а - вЧбгк (3.11)

с учетом, которого уравнение Кп= w - wтф можно записать как

Кп = w - а + вЧбпс (3.12)

Коэффициенты «а» и «в» в этих уравнениях рассчитывают для каждой скважины отдельно следующим образом:

а = щгл - Кп.гл , (3.13)

в = щгл - щпч + Кп.ч. - Кп.гл. (3.14)

Важным обстоятельством, которое необходимо учитывать при определении пористости методом НКТ, является следующее. В скважинах, вскрывших эксплуатируемый объект, возможно увеличение газонасыщенности прискважинной зоны за счет разгазирования нефти при падении пластового давления. Такие интервалы пласта отмечаются повышенными показаниями на кривых НКТ и определение пористости в них рассматриваемым методом не представляется возможным.

Определение коэффициента пористости Кп по гамма-гамма плотностному каротажу (ГГК-П).

Метод ГГК-П обеспечивает определение пористости пород в интервалах с номинальным диаметром скважины, т.е. в коллекторах, в плотных породах и в неразрушенных аргиллитах. Вертикальное разрешение метода обеспечивает возможности изучения пористости пластов толщиной от 0,6 до 0,8 м. Описанная методика имеет ограничения при изучении газонасыщенных коллекторов, сильно глинистых пород и пород, содержащих в твердой фазе минералы с аномальной плотностью.

Коэффициент общей пористости связан с объёмной плотностью следующим выражением:

Кп= (тф- об)/ (тф- ф) (3.15)

где т.ф., ф , об - минеральная плотность пород, плотность флюида заполняющего поровое пространство и объемная плотность породы.

Если плотность твердой фазы являеться постоянной величиной, то для определения коэффициента пористости можно воспользоваться формулой 3,15. Если же плотность твердой фазы зависит от литологии, то это необходимо учитывать при обосновании зависимости Кп=f(п).

3.2.4 Определение пористости по данным ГГКП

Преимуществом этого метода ГИС для оценки Кп является отсутствие влияния глинистости и карбонатности. Определение пористости по ГГК сделано только по пяти скважинам, в которых были записаны кривые объемной плотности.

На рисунке 3.8 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для сухих образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости сухих образцов для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 определяется уравнением Кп = -44,516дп + 112,23; для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 уравнением Кп = -34,969дп + 94,415.

Рис.3.8 Зависимость Кп=f(дп) для сухих образцов для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

1- керн по скважине № 24; 2- песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

На рисунке 3.9 представлена зависимость коэффициента пористости от плотности для водонасыщенных образцов пород, построенная по данным керна. По этой зависимости были получены эмпирические уравнения для пород с различной плотностью.

Коэффициент пористости по данным ГГКП для водонасыщенных образцов рассчитывался следующим образом:

для пород с плотностью меньше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -80,233дп + 202,27;

для пород с плотностью больше 1,9 г/см3 по уравнению Кп = -51,114 дп + 139,12

На рисунках 3.8,3.9, желтым цветом выделены данные по скважине №24. Они были отбракованы нами как аномальные и, скорее всего, ошибочные.

Рис. 3.9. Зависимость Кп=f(дп) для водонасыщенных образцов. для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение.

Обозначения: 1-керн по скважине № 24; 2-песчано-алевритовые породы; 3- породы с плотностью твердой фазы больше 2,75 г/см3; 4-породы с плотностью твердой фазы от 2,6 до 2,72 г/см3

3.2.5 Определение пористости по данным АК

Акустическим методом исследованы 10 скважин Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений, по данным которые присутствовали у меня была иследованна одна скаженна. Применение акустического метода для оценки Кп в данном разрезе ограничено из-за влияния газа на показания АК, приводящего к завышению Кп, также акустический метод также не может использоваться для оценки Кп в отложениях сеномана, которые характеризуются низкой степенью сцементированности пород.

3.2.6 Определение пористости по данным НК

Как отмечено в отчете по подсчету запасов определение пористости по данным НК не корректно по следующим причинам:

- в разрезе отсутствуют надежные опорные пласты с известными коэффициентами пористости;

- на показания нейтронного метода существенное влияние оказывает глинистость отложений. Отсутствие необходимых керновых исследований не позволяет получить зависимость Кгл(Сгл)~ГК или Кгл(Сгл)~СП для введения поправки за глинистость при расчете Кп по НК;

- также необходимо отметить, что определения Кп по нейтронному методу возможны только в интервалах нефте- или водонасыщенных коллекторов и невозможны в газонасыщенных прослоях из-за влияния газа на показания НК, приводящего к занижению величин Кп.

Тем не менее нами было выполнено определение Кп по НК осуществлялась по показаниям НК в опорных пластах, с помощью которой производится нормирование диаграммы НК.

В качестве опорных пластов выбирались: чистый песчаник с минимальными показаниями НК (=40%); плотный пласт с максимальными показаниями НК (=10%).

Полученные выше изложенным способом для двух опорных пластов, две пары значений показаний НМ (Jнм) и водородосодержания (W) наносятся в виде двух точек на график Jнм = f(W), точки соединяются прямой (рис.3.10). Такая зависимость служит для определения водородосодержания «чистых» песчаников и глин, которая строится для каждой скважины.

Коэффициент пористости определяли по следующей формуле:

Кп = W - щтф,

где щтф - поправка за водородосодержание твердой фазы.

Поправку щтф определяли с помощью зависимости щтф = f(бпс)

Полученное уравнение взято из подсчета запасовщтф=-10бпс+12 находим поправку за водородосодержание твердой фазы. Затем рассчитываем коэффициент пористости по выше указанной формуле.

3.2.7 Определение пористости по данным ПС

Для определения пористости пород с помощью метода ПС, по данным лабораторных исследований керна и данным промыслово-геофизических материалов, был построена и рассчитана корреляционная зависимость коэффициента пористости и относительного параметра пс .

На рисунке 3.11 приведено распределение коэффициента пористости, определенного по керну. По этому рисунку можно увидеть, что наиболее вероятное значение Кп глин равняется 13,5, Кп чистых песчаников - 38,5.

Таким образом, коэффициент пористости по данным ПС рассчитывался по уравнению:

Кп=25бпс+13,5.



3.2.8 Анализ результатов определения пористости

Достоверность определения коэффициента пористости по материалам ГИС оценивается, как правило, путем сопоставления полученных результатов с лабораторными определениями Кп на представительном керне. Как известно, керн считается представительным при его выносе более 80% и количестве образцов не менее 3-5 на метр разреза.

Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по различным методам ГИС, представлено на рис. 3.13. Нейтронный метод занижает показания пористости. Это связано с тем, что залежь газонасыщенная, и данный метод для определения Кп пород использовать не рекомендуется.

Рис 3.13. Сопоставление Кп =f(Кп ггкп, Кп нк, Кп апс), для пласта ПК1-3 Западное и Восточное Мессояхское месторождение

3.3 Определения характера насыщения

Общая схема выделения нефтегазонасыщенных отложений состоит из следующих этапов. Вначале геолого-геофизической корреляцией разреза выделяются интервалы известных и перспективных нефтегазоносных комплексов. В этих интервалах находятся региональные и локальные глинистые покрышки. Под глинистыми покрышками локализуются интервалы коллекторов с повышенными кажущимися сопротивлениями зондов больших размеров (4-х и 8-ми метровые зонды БКЗ, ИК) по сравнению с окружающими глинами и явно водоносными коллекторами. После этого определяется характер насыщенности по критическим значениям геофизических параметров.

По характеру насыщенности коллекторы разделяются на три категории: нефте- или газонасыщенные, водонасыщенные и перспективные на нефтегазонасыщенность - «неясные» по каротажу.

Пласты с «неясной» характеристикой находятся в зоне неоднозначной интерпретации данных каротажа, которая образуется между двумя критическими отсечками параметров - нижними и верхними значениями. Нижняя отсечка устанавливается таким образом, чтобы не пропустить нефтегазонасыщенные пласты в разряд водонасыщенных, а верхняя должна выделять нефтегазонасыщенные пласты с оптимальной эффективностью. Чем уже диапазон изменения параметра между этими отсечками, тем меньше число пластов с «неясной» характеристикой и тем выше общая эффективность каротажа. Наличие пластов с «неясной» характеристикой является основной причиной снижения эффективности каротажа. При испытании пластов с «неясной» характеристикой примерно половина из них дает приток нефти и газа, но часть пластов с «неясной» характеристикой не испытывается, ввиду этого могут быть случаи пропуска нефтяных и газовых залежей. Поэтому для повышения эффективности каротажа при выявлении нефтегазонасыщенных пластов основное внимание должно быть уделено уменьшению количества пластов с «неясной» характеристикой.

Основными параметрами для выявления нефтегазонасыщенных отложений, являются: удельные электрические сопротивления коллекторов, коэффициент увеличения сопротивления и коэффициент нефтегазоносности при соблюдении требуемой точности их определения.

Характер насыщения коллекторов определяется следующим условием:

рп ? рнпкр - нефть, газ; рп ? рвпкр - вода; рвп ‹ рп ‹ рнпкр - не ясно

Критические УЭС рнпкр (критическое значение сопротивления нефтеносного пласта) и рвпкр (критическое значение сопротивления водоносного пласта) определяются построением статистических распределений рп (сопротивление исследуемого пласта) или его сопоставлением с другими геофизическими параметрами для нефтегазонасыщенных и водонасыщенных коллекторов по испытанию.

В способе статистических распределений рнп и рвп по испытаниям нефтегазоносных и водоносных пластов строятся дифференциальные статистические распределения рнп и рвп. На кривых распределения находят две точки, соответствующие рнпкр и рвпкр , которые должны исключать пропуск залежей.

Статистические распределения рнпкр и рвпкр можно построить только при наличии нескольких десятков испытаний нефтеносных и водоносных пластов. При поисково-разведочных работах эта информация накапливается постепенно. Поэтому критические рнпкр и рвпкр первоначально определяются для отдельных нефтегазоносных комплексов изучаемого района, а затем уточняются для каждой залежи, отдельно для песчаников, а также алевролитов и глинистых алевролитов.

Для разделения коллекторов на нефтеносные и водоносные по способу сопоставления рп с другими геофизическими параметрами, рп сопоставляется с теми геофизическими параметрами, на которых отражается глинизация коллекторов и связанные с этим изменения критических величин рнпкр и рвпкр. При изучении полимиктовых отложений наилучшие результаты дают сопоставления рп с бпс и рвп. Исходя из этого, по испытанным продуктивным и водоносным пластам строятся графики сопоставлений рп = ѓ(бпс) или рп = ѓ(Кп) и на них проводятся две разграничивающие линии, разделяющие поле графика на три зоны: с притоками нефти, нефти с водой или воды. Координаты точек на этих линиях соответствуют критическим рнпкр и рвпкр, плавно изменяющимся, в зависимости от степени глинизации коллекторов. Поэтому при одинаковом объеме использованной информации способ сопоставления может дать более точные результаты по оценке характера насыщенности коллекторов, чем способ статистических распределений.

Оценка насыщения коллекторов по параметру насыщенияопределяется следующим условием:

Рн ? Рнкрн - нефть, газ; Рн ? Рнкрв - вода; Рнкрв › Рн ‹ Рнкрн - не ясно

Критические значения параметра насыщения (Рнкр) зависят от литологии коллектора и изменяются в широких пределах от 1 до 3.

При оценке насыщения коллекторов по Рн для расчета этого параметра необходимо знать значения рв, рвп, рп.

Для повышения эффективности оценки насыщения коллекторов критические значения Рн установлены по литотипам.

Истинные коэффициенты нефтегазонасыщенности по каротажу сравниваются с максимально возможными по керну для одних и тех же коллекторов. Так как оба коэффициента определяются с учетом влияния глинистости, то критическая отсечка по их соотношению должна быть единой для всех глинистых коллекторов. Истинный коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов определяется по параметру насыщения через коэффициент водонасыщенности.

В общем виде коэффициент нефтенасыщенности определяется как:

Рп = а*Кп-m = вп / в ;

Рн = b*Кв-n = нп / вп = нп / (Рп * в );

Кв = (b/Рн)1/n ;

Кн = 1 - Кв = ((a*b*в) / ( п *Кпm))1/n;

где :

а,b - литологические константы;

m,n - структурный коэффициент и показатель смачиваемости;

п - удельное сопротивление пласта;

в - сопротивление пластовой воды при пластовой температуре.

Результаты определение Таблица 3 (приложение 4)



4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Требования к подготовке скважин

Подготовленность буровой и скважины в соответствии с требованиями типовых и индивидуальных проектов проведения промыслово-геофизических работ оформляется актом, подписанным буровым мастером, ответственным представителем заказчика и электриком.

Акт передается начальнику партии перед производством работ. При отсутствии акта начальник партии не имеет права приступать к производству ПГР.

В случае отклонения технических требований на подготовку скважины, ПГР в ней могут, производится только при наличии письменного согласованного решения руководства заказчика и предприятия и соблюдения мер, обеспечивающих безопасность проведения работ.

Перед буровой установкой со стороны приемных мостков на расстоянии не менее 30 м. От устья скважины должна быть оборудована площадка размером 10*10 м, пригодная для установки геофизического оборудования: лаборатории, станции, подъемника, прочего геофизического оборудования. Площадка должна обеспечивать горизонтальное расположение подъемника, станции и лаборатории относительно плоскости устья скважины.

У края площадки, предназначенной для размещения лаборатории и подъемника, должен устанавливаться электрический щит с рубильником, штепсельным разъемом на 25 А и напряжением не ниже 380В, а также заземляющим контактом, соединенным с контуром заземления буровой установки. Электрощит должен питаться непосредственно от распределительного щита трансформатора. Подключение к этой линии других потребителей электроэнергии на время производства геофизических работ запрещается. Проверка изоляции электрической и исправности заземляющих цепей производится электриком заказчика. Результаты этих проверок отражаются в акте проверки готовности скважины к проведению ПГР.

Все посторонние предметы в зоне между площадкой и устьем скважины, препятствующие проведению ПГР, должны быть удалены. Буровой инструмент и инвентарь должны быть размещены и закреплены так, чтобы не мешать работе геофизической партии.

Ротор, полы буровой и приемных мостков должны быть исправны и очищены от бурового раствора, нефти, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение персонала.

Наземное оборудование скважины должно быть исправно, чтобы обеспечить возможность его использования во время производства ПГР.

ПГР могут производиться с применением блок баланса или системы роликов подвесного и оттяжного. Подвесной ролик должен крепиться к крюку талевого блока, оттяжной-к основанию вышки. В основании вышки на уровне пола буровой должно быть предусмотрено устройство (балка, кронштейн с крюком или отверстием) для крепления оттяжного ролика. Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 тс.

В бурящихся скважинах при снятом роторном столе или превышении фланца обсадной колонны относительно пола буровой более чем на 0,5 м. Над устьем скважины должна сооружаться рабочая площадка размером не менее 2,5х2,5 м с металлическим или деревянным настилом, огражденная перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40 мм.

К устью скважины должна подводиться гибким шлангом техническая вода для очистки геофизического кабеля и мойки скважинных приборов, в зимнее время горячая вода или пар.

Подготовка скважины должна обеспечивать беспрепятственный спуск скважинных приборов по всему стволу скважины в течении времени, необходимого для проведения требуемого комплекса промыслово-геофизических работ.

При подготовке скважины необходимо:

Проработать ствол скважины долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок;

Привести параметры бурового раствора в соответствие с требованиями геолого-технического наряда;

Удельный вес бурового раствора должен быть минимально допустимым, чтобы перепад давления в системе "скважина-пласт" для данного района работ соответствовал утвержденным технологическим регламентом;

Водоотдача бурового раствора не должна изменяться от момента вскрытия пласта до завершения электрометрических работ более чем на 25% и должна удовлетворять требованиям утвержденного комплекса геофизических работ в районе;

Обеспечить однородность по всему стволу скважины.

В скважинах, заполненных буровым раствором или промывочной жидкостью с отклонением от требуемых регламентов на проведение геофизических исследований, производство ПГР не допускается.

При прохождении скважинных приборов по стволу скважины (неоднократные остановки при спуске, затяжки кабеля или прибора при подъеме), кроме случаев остановки приборов на известных уступах или кавернах, ПГР приостанавливаются и возобновляются после проработки скважины. Пробивание пробок и уступов геофизическими приборами запрещается.

При явно выраженном газопроявлении из скважины, переливах или сильном поглощении пластами бурового раствора (с понижением уровня более 15м/ч) производство ПГР прекращается и возобновляется после проведения работ по нормализации скважинной среды.

Проведение ПГР через бурильные трубы допускается только после тщательной подготовки ствола скважины. Для проведения работ через бурильные трубы заказчиком составляется план работ, который согласуется с руководством предприятия.

4.2 Требования безопасности к технологии промыслово-геофизических работ

Все промыслово-геофизические работы должны проводиться только специализированными предприятиями по типовым или, в особых случаях, индивидуальным проектам, составленными геофизическими предприятиями и согласованными с заказчиком.

Промыслово-геофизические работы должны проводиться под руководством начальника партии или другого ответственного лица из числа инженерно-технических работников, назначенного приказом по предприятию, осуществляющему эти работы, в присутствии ответственного представителя заказчика. Представитель заказчика несет ответственность за подготовку скважины к промыслово-геофизическим работам; контроль и поддержание давления на устье скважины и уровня бурового раствора, а также исправность устьевого оборудования.

Перед выездом на скважину начальник партии должен проверить работоспособность и безопасность аппаратуры, оборудования, механизмов, прочих устройств и инструмента.

Партия выезжает на производство работ по заявкам заказчика. В отдельных случаях может применяться разовое разрешение на выезд партии для производства особо важных срочных работ. В этом случае разрешение на выезд партии выдается главным инженером предприятия.

Начальник партии может приступить к выполнению работ только после представления заказчиком полностью оформленного акта проверки готовности скважины к промыслово-геофизическим работам и личной проверки состояния оборудования, механизмов устройств и рабочих мест согласно полученному акту.

При работе на буровой работники партии должны применять защитные каски с подшлемниками.

Каротажная лаборатория, станция и подъемник устанавливаются на подготовленной для этой цели площадке, при этом необходимо обеспечить:

Хорошую видимость рабочей зоны между лабораторией, станцией, подъемником и устьем скважины;

Надежную двухстороннюю переговорную связь между подъемником и лабораторией, громкозвучащую связь с устьем скважины;

Отвод выхлопных газов от двигателя подъемника и станции, чтобы они не проникали в кабину подъемника и салон станции, лаборатории. Выхлопная труба подъемника, станции должна быть оборудована искрогасителем.

При проведении работ в темное время суток освещенность рабочих мест должна соответствовать установленным нормам:

Устья скважины не менее 75 люкс;

Блок-баланса не менее 30 люкс;

Приемных мостков, путей переноса геофизической аппаратуры не менее 10 люкс;

Установленные на площадке каротажная лаборатория, станция и подъемник должны быть заземлены к контуру заземления буровой каждая своим заземлителем. Колеса подъемника, станции должны надежно стопориться.

Запрещается устанавливать каротажную лабораторию, станцию, подъемник под линией электропередачи.

При отсутствии электрика заказчика подключение лаборатории, станции, подъемника к электрическому щиту, установленному у рабочей площадки, может произвести инженерно-технический участник партии, имеющий квалификационную группу по электробезопасности не ниже III. Запрещается пользоваться силовой сетью напряжением выше 380 В.

Кабель, соединяющий геофизическое оборудование с электросетью, следует подвешивать на высоте не менее 2 м или прокладывать на козлах-подставках высотой не менее 0,5 м от земли в стороне от дорог, проходов и тропинок.

Электрические обогреватели, устанавливаемые в лаборатории, станции, подъемнике на осенне-зимний период, необходимо прикрепить к полу и закрыть заземленным металлическим кожухом. Пол и стены в непосредственной близости к обогревателю должны быть обиты листовым железом по асбесту. Запрещается оставлять без присмотра электрообогревательные приборы.

Подачу электрического напряжения для питания скважинных приборов необходимо осуществлять только после введения прибора в устье скважины. При включении скважинного прибора, находящегося на поверхности (эталонирование, градуировка и т.п.), необходимо каждый раз предупреждать персонал об этом.

Не разрешается при работе с геофизической аппаратурой оставлять без надзора включенную и работающую под напряжением аппаратуру, а также работать с выдвинутыми из ячеек пультами и блоками.

Проверку работы, поиск неисправностей в работе каротажной станции, лаборатории, находящихся под напряжением, должны осуществлять не менее чем два работника партии, имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III.

Блок-баланс или система роликов, применяемые при выполнении спуско-подъемных операций в скважинах, должны прочно укрепляться над устьем.

После установки блок-баланса ротор следует застопорить во избежание его поворота при ведении спуско-подъемных операций.

Для предотвращения соскальзывания геофизического кабеля с оттяжного ролика следует его укреплять так, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину лебедки подъемника.

Во избежание аварий вследствие затаскивания скважинных приборов на блок-баланс или подвесной ролик при подъеме кабеля на нем должны быть установлены три предупредительные метки: первая на расстоянии 5м, вторая на расстоянии 50 м, третья на расстоянии 100 м от кабельного наконечника.

Пред каждым спуском кабеля необходимо проверить состояние оплетки (брони) кабеля.

Перед началом спуско-подъемных операций необходимо проверить наличие и исправность агрегатов лебедки: тормозную колодку, состояние ограждений и других защитных средств, надежность крепления скважинного прибора к кабелю.

Скважинные приборы и грузы, спускаемые в скважину, должны иметь ослабленное место присоединения к кабелю, разрываемое при натяжении, не превышающем 2/3 разрывного усилия кабеля.

Длина геофизического кабеля должна выбираться такой, чтобы после спуска на максимальную глубину на барабане лебедки оставалось бы не менее половины последнего ряда витков кабеля.

Во время спуска (подъема) кабеля запрещается:

Находится в непосредственной близости к движущемуся кабелю;

Производить какие-либо работы с кабелем (установку меток, удаление проволок брони, чистку кабеля вручную).

Спуск и подъем кабеля должен осуществляться плавно, без рывков, перепуска и резких торможений. Скорость спуско-подъемных операций определяется техническими требованиями видов работ, технологией работ и должна быть не более 2,8 м/с. В случаях ожидаемых возможных остановок, а также при подходе к устью скважины скорость спуска кабеля должна снижаться с целью предупреждения возможных ударов скважинного прибора.

Во избежание прихвата остановка кабеля в незакрепленной части ствола скважины не должна превышать 2 мин, если технологией работ не предусмотрено большее время остановки.

В процессе спуска и подъема необходимо контролировать натяжение кабеля по контрольным приборам.

На барабан лебедки кабель должен укладываться кабелеукладчиком. В исключительных случаях при поломке кабелеукладчика при нахождении кабеля в скважине допускается укладка кабеля с применением специального металлического приспособления. При этом работник, направляющий кабель, должен находится на расстоянии не менее 2 м от барабана лебедки, а скорость перемещения кабеля должна быть снижена вдвое обычной.

В случае прохождения кабеля в скважину, а также при возникновении затяжек кабеля, по согласованию с заказчиком работы следует прекратить, они могут быть возобновлены после проработки ствола скважины.

4.3 Безопасность работающих

На постоянных рабочих местах обеспечиваются микроклиматические параметры, уровни освещенности, шума и состояние воздушной среды, определенные действующими санитарными правилами и нормами. Системы вентиляции, отопления и кондиционирования воздуха выполняются в соответствии со СНиП 11-33-75 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха». В помещениях с избытком явного тепла предусматривается регулирование подачи теплоносителя. В качестве нагревательных приборов в машинных залах ПК устанавливают панели лучистого отоплениям нельзя использовать электронагревательные приборы и паровое отопление.

В производственные помещения ВЦ должен подаваться объем воздуха не менее 30 м3/ч при кубатуре помещения до 20 м3 на одного работающего. При наличии окон и отсутствии выделений вредных веществ допускается естественная вентиляция помещений, если не требуется соблюдения технологических параметров чистоты воздуха. Воздух в помещениях ВЦ должен быть очищен от загрязнений, в том числе от пыли и микроорганизмов. ГОСТ 12.1.005-88.

Особенно большое влияние на микроклимат оказывают источники тепла, находящиеся в помещениях ВЦ. Основным источником является ПК, приборы освещения. Наибольшее количество тепла выделяет ПК, так в машинном зале ПК средняя величина тепловыделений составляет 310 Вт/м3. Тепловыделения от приборов освещения также велики, удельная величина этих тепловыделений составляет 35-60 Вт/м3. Кроме того, на суммарные тепловыделения помещений ВЦ оказывают влияние внешние источники поступлений тепла: тепло поступающее через окна от солнечной радиации, и приток тепла поступающий черед непрозрачные ограждающие конструкции. Интенсивность этих источников зависит от района расположения здания ВЦ, ориентации помещений по частям света и т. д.

В машинном зале температура воздуха должна быть 20 ± 2 С. Относительная влажность воздуха в зале рекомендуется 55 ± 5 %. Рекомендуется поддерживать температуру и влажность воздуха в машинном зале постоянными, с относительно малыми колебаниями. Атмосферное давление в помещениях ВЦ должно быть 1013.25 + 266 ГПа.

Нормы параметров микроклимата описаны в таблице 4.1

Нормы температуры, относительной влажности и скорости движения воздуха в рабочей зоне производственных помещений ВЦ

Таблица 4.1

	Параметры воздушной среды на постоянных рабочих местах
	Оптимальные	Допустимые
Температура наружного воздуха, °С	Температура, °С	Относительная влажность	Скорость движения, м/с	Температура, °С	Относительная влажность	Скорость движения м/с не более
ниже +10	20-22	40-60	0.2	18-22	не более 70	0.3
				не более чем на 3°С выше наружного воздуха 13 ч. дня	70 при 24°С и ниже 65 при 25°С
				самого жаркого месяца, но не выше 28?С	60 при 26°С;
					55 при 27°С;
					50 при 28°С
выше +10	20-25	40-60	0.5			0.3

Комнаты и кабинеты должны иметь естественное освещение. Окраска производственных помещений ВЦ влияет на нервную систему человека, его настроение, на производительность труда. Восприятие цвета в большей степени зависит от освещенности. Освещение помещений, нормируемое СНиП 23-05-95, должно быть мягким, без блеска, окраска интерьера помещений ВЦ должна быть спокойной для визуального восприятия. К системам производственного освещения предъявляются следующие основные требования:

1) Достаточно равномерное распределение яркости на рабочих поверхностях и в окружающем пространстве.

2) Отсутствие резких теней, прямой и отраженной блескости.

3) Постоянство освещенности во времени.

4) Оптимальная направленность излучаемого осветительными приборами светового потока.

5) Долговечность, экономичность, электро- и пожаробезопасность, эстетичность, удобство и простота эксплуатации.

В машинных залах рабочие места операторов располагают подальше от окон и таким образом, чтобы оконные проемы находились с боку. Если экран дисплея обращен к оконному проему, необходимо специальное экранирующее устройство (светорассеивающие шторы, регулируемые жалюзи или солнцезащитная пленка с металлизированным покрытием).

Применение одного местного освещения недопустимо, так как возникает необходимость частой переадаптации зрения, создаются глубокие и резкие тени и другие неблагоприятные факторы. Для искусственного освещения помещений ВЦ следует использовать люминесцентные лампы, у которых высокая световая отдача (до 75 лм/Вт и более), продолжительный срок службы (до 10000 ч), малая яркость светящейся поверхности, близкий к естественному спектральный состав излучаемого света, что обеспечивает хорошую цветопередачу. Наиболее приемлемыми для помещения ВЦ являются люминесцентные лампы ЛБ (белого света) и ЛТБ (тепло-белого света) мощностью 20 , 40 или 80 Вт

Согласно ГОСТ 12.1.003 - 84 ССБТ "Шум. Общие требования безопасности" нормируемой шумовой характеристикой рабочих мест при постоянном шуме являются уровни звуковых давлений в децибелах в октавных полосах. Измерение шума на рабочих местах производится в соответствии с ГОСТ 12.1.050 - 86 и ГОСТ 23941 - 79. Допустимые уровни звукового давления см. таблицу 4.2

Фактические и нормативные уровни шума

Таблица 4.2

Объект	Уровень звука, ДВА	Уровни звукового давления, дБ в среднегеометрических частотах октавных полос, Гц	Допустимое значение (П или дБА по норме)
		63	125	250	5100	11000	22000	43000	84000
Множительный аппарат, ротопринт	63	63	60	60	59	57	55	50	48	80
Копировальная рама	76	74	72	76	68	64	60	58	54	80

Уровень шума не превышает допустимые значения ГОСТ- 12.1.003-84. Шум постоянный, широкополосный. Средство измерения - шумомер НРТ-00022.

Для рабочих мест ВЦ характерно наличие всех видов шумов: технические средства создают механический шум, установки кондиционирования, преобразователи напряжения - электромагнитный. Шум на рабочих местах в помещениях ВЦ создается внутренними источниками: техническими средствами, а также шумом, проникающим в помещение извне. Для снижения шума следует:

1) Ослабить шум самих источников;

2)Применять средства коллективной (ГОСТ 12.1.029-80) и индивидуальной (ГОСТ 12.4.051-87) защиты;

3) Применять рациональное расположение оборудования;

4) Снизить эффект суммарного воздействия на рабочие места отраженных звуковых волн за счет звукопоглощения энергии прямых звуковых волн поверхностями ограждающих конструкций. Наиболее звукопоглащаемыми материалами являются волокнисто-пористые материалы: фибролитовые плиты, стекловолокно, минеральная вата и другие. Эффект звукопоглощения увеличивается с уменьшением высоты помещения.

В помещениях с повышенной электроопасностью например, в помещениях машинного зала электроинструмент, переносные светильники должны быть выполнены с двойной изоляцией или напряжение питания их не должно превышать 42 В.

Технические средства электрозащиты: электрическая изоляция токоведущих частей, защитное заземление, зануление, выравнивание потенциалов, защитное отключение, электрическое разделение сети, малое напряжение, двойная изоляция.

В ВЦ разрядные токи статического электричества чаще возникают при прикосновении обслуживающего персонала к любому из элементов ПК. Такие разряды опасности для человека не представляют, однако, кроме неприятных ощущений, они могут привести к выходу из строя ПК.

4.4 Нормы и правила, регламентирующие требования в области охраны природы и рационального использования природных ресурсов

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни малочисленных народностей севера.

При обосновании экологических ограничений и природоохранных мероприятий учитывались следующие основные группы документов по охране окружающей природной среды:

1. Водный кодекс Российской федерации. 18.09.95 г.

2. Земельный кодекс РСФСР. 25.04.91 г.

3. Лесной кодекс Российской Федерации.22.01.97 г.

4. Законы Российской Федерации:

"Об особо охраняемых природных территориях". № 33-ФЗ от 14.03.95 г.

"О животном мире". № 52-ФЗ от 24.04.95 г.

"О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения". 19.04.91 г.

"Об охране атмосферного воздуха". 17.07.98 г.

"Об охране окружающей природной среды". 03.03.93 г.

"О недрах". 04.05.92 г.

“Об отходах производства и потребления“. №89-ФЗ от 24.06.98 г.

5. Постановление Правительства Российской Федерации от 23 ноября 1996г. № 1404 "Об утверждении положения о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах".

6. Федеральный Закон “О промышленной безопасности опасных производственных объектов”, 1997.

7. Приказ Госгортехнадзора России № 599/125 от 7 августа 1996 года “Об экспертизе деклараций безопасности промышленных объектов РФ”.

8. Сборник нормативно-методических документов по управлению отходами, Госкомитет РФ по охране окружающей среды, 1997.

9. Рекомендации по выделению водоохранных зон и прибрежных полос и требования к размещению, строительству и эксплуатации объектов нефтегазодобычи Тюменской области (Нижнеобское бассейновое водохозяйственное управление, Тюменский областной комитет охраны окружающей среды и природных ресурсов).

10. Постановление государственного комитета по охране окружающей среды ЯНАО ”Основные требования к проведению экологического мониторинга территорий лицензионных участков месторождений нефти, газа и других минеральных ресурсов ЯНАО”, 1997.

11. Распоряжение Администрации Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области № 111-р от 12.03.96 г. “Об утверждении состава комиссии по определению ущерба, наносимого природным ресурсам при изъятии земель для нецелевого использования”.

Возможный ущерб окружающей природной среде в случае непринятия природоохранных мер:

1.Техногенный ущерб водной среде:

попадание в водоем нефтепродуктов, жидких бытовых отходов, других производственных отходов; вырубка леса в водоохранньтх зонах водоемов; вмораживапие в лед на переправах стволов деревьев, веток кустарников, сучьев, завала русел рек землей, лесом при строительстве переправ, что приводит к образованию заторов, дамб, нарушающих естественный сток, ход миграции рыбы, кислородный баланс воды; разрушение берегов рек бульдозером.

2.Техногенный ущерб земле:

разрушение обрывов бульдозером, образование искусственных стоков, оврагов; засорение территории нефтепродуктами, производственными и бытовыми отходами.

3.Техногенный ущерб атмосферному воздуху:

загрязнение атмосферного воздуха продуктами сгорания работающих дизельных двигателей; сжигание отработанных масел.

4.Техногенный ущерб животному миру:

шум работающих двигателей распугивает животных, вызывает миграцию; разрушаются места обитания животных; нарушение сроков охоты; запрещенный отстрел оленей, пушных зверей, пернатой дичи.



4.5 Мероприятия по охране окружающей среды

Под охраной природы, следует понимать систему государственных и общественных мероприятий, направленных на рациональное использование природных ресурсов, на защиту природной среды от загрязнения и разрушения.

При разработке месторождения охрана недр предусматривает максимальное извлечение нефти и попутного газа, предотвращение подземных потерь нефти, предотвращение использования при бурении эксплуатационных скважин на исследуемой площади буровых растворов высокой токсичности, сброс в грунтовые котлованы, построенные в интервалах залегания болотных и грунтовых вод токсичных отходов бурения, растворов на нефтяной основе. Недопустимо наличие объектов добычи, транспорта нефти и хранение нефтепродуктов на поймах рек.

Для предотвращения загрязнения атмосферы от выбросов вредных газообразных веществ предусмотрено уменьшить потери углеводородов и повышение коэффициента использования нефтяного газа. Сжигание попутного нефтяного газа в факелах приводит к загрязнению приземного слоя воздуха.

Контроль за охраной недр и состоянием природной среды, а также выполнением планов природоохранительных мероприятий осуществляется производственными подразделениями Главтюменьнефтегаза, санитарной службой и управлением по использованию и охране поверхностных вод. Эксплуатация, сбор и подготовка нефти, газа и вода осуществляется в соответствии с технологической схемой разработки месторождения. Транспортирование нефти и попутного газа осуществляется по закрытой системе. В местах возможной загазованности атмосферы осуществляется систематический контроль за состоянием воздушной среды. Отбор проб на анализы проводится ежемесячно.

Характерной особенностью нефтяной промышленности является использование больших объемов воды для ведения производственных и технологических процессов добычи нефти, а также извлечение с нефтью больших объемов пластовых вод, накопление в амбарах сточных вод при бурении скважин. Особенности промысловых и буровых сточных вод не позволяют в настоящее время производить экономически целесообразную очистку этих стоков для сброса в водные объекты региона. Утилизация промстоков производится путем частичного использования в различных производственных и технологических процессах добычи и бурения. Наиболее существенным является использование стоков для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления. Закачка по межколонному пространству нагнетательных скважин сточных вод нефтепромыслов иногда приводит к не герметичности и обрывам эксплуатационных колонн.