Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы. Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.

3.5 Комплекс и методика проведения исследований

Комплекс измерений в скважине и методика их проведения будут определяться решаемыми задачами и конструкцией исследуемой скважины. В скважинах, в которых закачка агента ведется по нескольким пластам или объектам разработки исследования должны быть направлены на определение характера распределения профиля давления и объемов нагнетаемой воды по ним. Методика проведения исследований должна предусматривать проведение замеров в остановленной, принимающей и самоизливающей скважине.

3.5.1 Определение технического состояния водонагнетательной скважины

Эта задача предусматривает решение следующих вопросов: определение положения забоя, воронки НКТ, целостности обсадной колонны и НКТ , оценка герметичности затрубного пространства.

Комплекс методов для решения этих задач должен включать:

а) в скважинах без НКТ - для оценки герметичности обсадной колонны: термометрию, термокондуктивную и механическую расходометрию, локацию муфт;

б) для оценки герметичности затрубного пространства в районе перфорированных пластов и газонасыщенных интервалов: термометрию, расходометрию, локацию муфт, методы меченой жидкости изотопы, НКТ-50;

в) в скважинах с НКТ, спущенными ниже интервалов перфорации: термометрию, локацию муфт, термокондуктивную расходометрию, ГК, изотопы, НКТ-50.

Для определения характера нарушения обсадной колонны рекомендуется скважинный акустический телевизор.

Скорости записей различных приборов при общих' и детальных исследованиях:

а) без НКТ: при общих исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:500, по температуре 0,1 С/см, скорость регистрации У=2000/Т, где Т - тепловая инерционность датчика термометра; при детальных исследованиях: масштаб регистрации по глубине 1:200, по температуре 0,1С/см, скорость записи У=1200/Т.

б) интервалы перекрыты НКТ: скорость записи У=1200/Т -, в интервале общих исследований и 600/Т м/час в интервале детальных исследований.

3.5.2 Определение интервалов поглощения и профиля приемистости платов

Задача определения поглощающих интервалов и профиля приемистости пластов сводится к определению границ интервалов поглощения и оценки их продуктивности относительно суммарного расхода закачиваемой в скважину жидкости. Комплекс методов решения этой задачи включает: локацию муфт, ГК, термокондуктивную и механическую расходометрию, термометрию. В качестве дополнительных (если НКТ выше интервалов перфорации) могут быть использованы методы НКТ-50 (при наличии нефтегазовых пластов), методы меченой жидкости. Если пласты перекрыты НКТ основными методами являются: термометрия, методы меченой жидкости, ГК. При исследований нагнетательных скважин задача оценки профиля приемистости пластов и технического состояния скважин ставятся, как правило, совместно, поэтому в этом случае комплекс исследований должен составлять комбинацию из методов при решении этих задач.

3.5.3 Методика проведения исследований в скважинах без НКТ

Исследования могут проводиться в работающей (под закачкой и на самоизливе) и остановленной скважине.

Перед проведением исследований скважина простаивает. Работы ведутся в следующей последовательности. Замер термометром в стволе остановленной скважины при спуске прибора от устья.

Скорость записи У=2000/Т м/час в интервале общих исследований (1:500) и У=1200/Т м/час в интервале детальных исследований (1:200). Проводится запись ЛМ, ГК. Оптималное время простоя скважины для получения наибольшей информации о температурных аномалиях по стволу нагнетательной скважины и для востановления тепового поля для скважин, работающих более года, составляет 24-48 ч. При меньшем времени простоя скважины кривая температуры может быть искажена влиянием на распределение температуры непостоянством диаметра скважины, отсутствием цемента за колонной и т.д., что затруднит интерпретацию получаемого материала. При спуске прибора отбивается уровень жидкости в скважине. Наличие уровня в стволе простаивающей скважины позволяет судить о величине пластового давления на дату исследования. (Рпл.= Нр, где р - плотность воды в скважине, кг/м^З, Н - разница абсолютных отметок кровли интервала перфорации и уровня воды, м ), а в некоторых случаях (когда Рпл. > Рзаб., где Рзаб.= Нр) является и признаком наличия негерметичности обсадной колонны. В последнем случае кривая температуры может быть искажена наличием перетока в интервале "перфорированные пласты-негерметичность колонны (заколонного пространства)". Наличие на кривой температуры в остановленной скважине отрицательных и положительных аномалий, не связаннных с естественным тепловым полем разреза, является одним из признаков:

- либо негерметичности колонны;

- либо заколонных перетоков.

К неперфорированным интервалам продуктивной части разреза могут быть приурочены как положительные, так и отрицательные аномалии температуры, связанные с конвективным переносом тепла в выше и нижележащих (вырабатываемых соседними скважинами) нефтеносных пластах: например, при движении фронта нагнетаемых вод и т.п. Поэтому, в этих случаях, наличие повторного замера обязательно.

Исследования в остановленной скважине термометром по стволу скважины дают различную информацию, которая не всегда является однозначной при решении задач технического состояния скважины (негерметичность колонны, затрубного пространства). Поэтому замер в остановленной скважине является обязательным, но недостаточным для решения задачи. Следует проводить исследования при различных способах воздействия на скважину.

Исследования при самоизливе

На термограмме в работающей на самоизлив скважине местоположение негерметичности колонны выше перфорированных интервалов отмечается, как правило, наличием ступенек повышенного градиента температур-калометрический эффект. Интенсивность изменения градиента калометрической ступени и ее величина (аномалия) определяются величиной интервала негерметичности, разностью температур и расходов потоков-восходящего и поступающего из интервала негерметичности. Очевидно, что при условии равенства температур восходящего и поступающего потоков калометрический эффект будет отсутствовать. Указанное ограничение может быть обойдено повторным замером температуры при другом режиме самоизлива. Таким образом, исследования техносостояния ствола нагнетательной скважины должно проводиться не менее чем на двух режимах самоизлива потока. Изменение режима самоизлива осуществляется различной степенью открытия задвижки на устье скважины.

При пуске простаивающей скважины на самоизлив первый из замеров термометром должен осуществляться не менее чем через 1 час после пуска скважины в работу, второй - также не менее чем 1 час после изменения режима самоизлива.

В интервалах детальных исследований: перфорированные пласты и места нарушения обсадной колонны проводится замер термокондуктивным или механическим расходомерами. Скорость записи СТД У=200 м/час, масштаб - m = 1-2 ом/см. Запись механическим расходомером проводится непрерывно или по точкам: при малых дебитах самоизлива - до 100 м^З/сут пакерным, а при Q > 100 м^З/сут беспакерным. В последнем случае направление замера - при спуске, т.е. против направления потока.

Исследования под закачкой

По замеру термометром устанавливается нижняя граница ухода закачиваемой воды, т.е. определяется подошва нижнего принимающего интервала, наличие негерметичности колонны в зумпфе скважины. Время начала записи кривой термометра (после перевода скважины под нагнетание) оценивается следующим образом: термометр устанавливается на 100 м выше интервалов перфорации определяется величина минимальной температуры в интервалах поглощающих пластов (по термограмме остановленной скважины) и скважина переводится под нагнетание. Переодически оценивается температура нагнетаемой воды. Время начала замера - через 20мин. после достижения в точке наблюдения температуры нагнетаемой воды равной (или меньшей), чем величина минимальной температуры перфорированных пластов в интервалах поглощения простаивающей скважины. Механическим расходомером исследования проводятся через два часа после перевода скважины под закачку. Интервалы исследований -перфорированные пласты или негерметичность колонны. Шаг исследований при точечных замерах - 0,4м, в интервалах перфорации; 1м - между интервалами перфорации. При наличии негерметичности в колонне исследования должны обеспечивать, локализацию интервала негерметичности с точностью до 1м и оценку объема уходящей в интервал негерметичности воды.

Методы радиоактивного каротажа - ГК и НКТ-50 при наличии нефтегазовых пластов. Интервалы заколонной циркуляции и поглощения пластов по данным этих методов отмечаются (относительно "фонового" замера):

- на кривой ГК увеличением интенсивности, а - излучения в принимающих интервалах разреза, за счет адсорбции радиоактивных составляющих закачиваемой воды на поверхности цемента и скелета горных пород;

- на кривой НКТ-50 уменьшением показаний за счет изменений пористости (увелечения объемного водородосодержания) разреза в интервалах приемистости и осолонения цементного камня.

Условия замера: запись кривых - при подъеме прибора, V =200 м/час, Т=6 сек. Обязательное условие - масштабы записи (дифференциация кривых) фонового замера и замера на дату исследований должны быть идентичны (1:1) вне интервалов поглощения и заколонной циркуляции.

Если негерметичность колонны и поглащаюшие интервалы имеются в верхней части разреза (1:500), то скорость записи кривых должна быть не более 400 м/час, а Т=3 сек.

Исследования под закачкой без остановки скважины на самоизлив

Если перед проведением исследований скважина находится под нагнетанием, то работы проводятся в следующей последовательности. Запись кривых ГК, НКТ-50 в интервале продуктивной части разреза. НКТ-50 на нефтегазовых месторождениях проводится по всему стволу нагнетательной скважины, если между замерами прошло не менее 6 месяцев.

Запись кривых термокондуктивной и механической расходометрии.

Запись СТД дает информацию о положении забоя, уровня осадок-жидкость, позволяет выбрать интервалы записи непрерывного и точечного замеров механическим расходомером. Запись термометром в масштабе 1:200 в интервале продуктивных отложений. Затем скважина останавливается и в интерале выше перфорированных пластов на 100 м - забой снимается серия термограмм через 10 мин., 2, 4 и 8 часов после остановки скважины.

Скважина пускается в работу на самоизлив. Проводятся исследования термометром, расходомером. При невозможности пуска скважины на самоизлив (отсутствие амбара или скважина не переливается из-за низкого пластого давления) исследование проводятся в оставновлённой скважине с обязательной отбивкой уровня жидкости.

3.5.4 Исследование скважин в которых перфорированные интервалы перекрыты НКТ

Перед проведением исследований скважина простаивает. Проводятся исследования термометром, согласно п.5.2., определяется уровень жидкости в колонне.

Скважина ставится под закачку по межтрубному пространству и производится замер термометром. Замер термометром при закачке по НКТ или НКТ и межтрубному пространству не эффективен, т.к. не позволяет определить нижнюю границу ухода закачиваемой воды в пределах перфорированных интервалов.

Проводятся исследования ГК и НКТ-50 в нефтегазоносных скважинах.

При исследовании скважин под давлением должна, быть предусмотрена возможность проведения измерений при работе скважины на самоизлив по межтрубному пространству.

Так как в интервалах перекрыты НКТ дублирование данных термометрии о негерметичности колонны другими методами (СТД, РГД) исключено, то технологическая возможность реализации режима самоизлива должна обеспечиваться заказчиком при подготовке скважины к исследованиям (подготовка выкидной линии, амбара и т.п.).

В этих условиях существенно повышаются и требования к проведению термозамеров.

Первый замер термометром в самоизливающей скважине должен проводиться не менее чем через 2 часа после пуска скважины на самоизлив. Увеличение времени ожидания связано: с процессом изменения статистического уровня в НКТ при пуске скважины на самоизлив по межтрубью и его стабилизацией, а также с необходимостью передачи термоэффектов в интервалах калориметрии через НКТ. Условия замера: V =600 м/час, m =0,05 С/см, запись при пуске.

Второй термозамер проводится не менее, чем через 2 часа после изменения режима самоизлива скважины в межтрубном пространстве. При этом в интервалах калометрии, выделенных при первом замере, скорость записи снижается до 200 м/час; m =0,05 С/см (при необходимости 0,02 С/см ). В интервалах калориметрии данные термометра дублируются замерами СТД и локацию муфт для выдачи однозначного заключения, что же негерметично - НКТ или обсадная колонна.

3.6 Технические требования на подготовку и оборудование скважин

Технология проведения измерений в зависимости от давления закачки и типа применяемой жидкости предусматривает использование различных типов лубрикаторных установок по аналогии с фонтанными скважинами. Однако, кроме этого нагнетательные скважины должны быть оборудованы либо обвязкой, создающей замкнутый цикл, либо сбросовой линией, выведенной за пределы куста в место, позволяющее предотвратить размыв кустового основания и обеспечить охрану окружающей среды при сбросе нагнетательной жидкости из ствола скважины с целью снижения давления.

Исследование нагнетательных скважин в зимнее время допустимо до температуры 15^оС. На время работы при минусовой температуре заказчик обязан обеспечить обогрев устьевого оборудования, лубрикатора и кабеля, представив на время проведения ГИС ППУ.

Присутствие ответственного представителя заказчика или лица уполномоченного им, обязательно, в начале исследований до окончания первого спуска прибора в скважину и в конце исследований.

При проведении исследования нагнетательных скважин с целью определения приёмистости и целостности эксплуатационных колонн с помощью расходомеров и меченного вещества, при работе с устьевым инжектором радиактивных изотопов, скважина оборудуется подъёмным механизмом.

Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой, задвижками на водоводе и выкидной линии. Все задвижки должны быть исправлены. На скважине с избыточным давлением должен быть установлен лубрикатор с манометром.

При подготовке скважины к исследованиям методом радиактивных изотопов путём закачки активированной жидкости с поверхности должны быть выполнены следующие мероприятия:

а) на расстоянии 15-25 м от скважины приготавливается яма для захоронения радиактивной жидкости в аварийных ситуациях, размер ямы должен быть таким, чтобы уровень жидкости, подлежащей захоронению, находился на 1,5 м от поверхности, стены ямы обмазываются глиной 3-5 см толщиной;

б) приготавливают глинопорошок в количестве 10-15% от веса активизированной жидкости для добавки в жидкость с целью абсорбации радиактивных изотопов.

Закачка радиактивных изотопов производится с помощью технически исправного цементировочного агрегата. Перед приготовлением меченной жидкости необходимо убедиться в чистоте агрегата и герметичности продавочной линии.

Не допускаектся спуск НКТ в интервал и ниже интервала исследования. Башмак (воронка) НКТ должен быть на 4-6 метров выше исследуемого интервала.

Устьевое оборудование скважины должно обеспечивать:

- подключение насосного агрегата и ввод жидкости в скважину, как через затрубное пространство, так и через НКТ;

- герметизацию затрубного пространства и входа в НКТ;

- возможность размещения сальникового устройства для спуска прибора и проведения замеров под давлением.

При водогазовом воздействии (ВГВ) с давлением на устье до 30 Мпа присутствие ответственного представителя заказчика обязательно на все время проведения работ. При ВГВ возле устья скважины с противоположной стороны от площадки для установки спецтехники должна быть оборудована дополнительная площадка для установки грузоподъёмного устройства.

Заказчик обязан на всё время проведения работ закрепить за геофизической партией грузоподъёмное устройство типа «АЗИНМАШ» и обслуживающий его персонал.

Грузоподъёмное устройство должно иметь номинальную грузоподъёмность не менее чем в 2 раза превышающую разрывное усилие геофизического кабеля. Высота устройства должна позволять производить монтаж (демонтаж) лубрикатора и установку подвижного ролика.

Грузоподъёмное устройство необходимо для установки лубрикатора на устье скважины и разгрузку его конструкций от изгибающих моментов, возникающих вследствие отклонения лубрикатора от вертикального положения.

Лубрикатор, согласно эксплуатационному документу, должен периодически подвергаться испытанию на прочность и герметичность. Испытания должны производиться на предприятиях заказчика с участием представителей геофизического предприятия.

Сварочные соединения лубрикатора и мачты грузоплдъёмного устройства должны осматриваться перед началом и после окончания работы. Запрещается проведение работ при обнаружении дефектов.

Подвесной ролик должен быть подвешен к крюку грузоподъёмного устройства.

Исследования в скважинах ВГВ проводятся по заранее согласованному плану.

4. Охрана труда

При проведении технологии следует руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными Госгортехнадзором России от 05.06.2003г.

Общие положения:

Геофизические работы в нефтяных и газовых скважинах выполняются специализированными (далее -- геофизическими) организациями.

Геофизические работы должны проводиться в объеме и с периодичностью, предусмотренными геолого-техническим нарядом на строительство скважины, планом проведения ремонтно-восстановительных работ и мероприятиями по контролю за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования.

Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя организации, в ведении которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал заказчика и его оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований.

Общее руководство работами, в том числе при привлечении работников заказчика к производству геофизических работ, возлагается на представителя геофизической организации.

Привлекаемые работники должны получить дополнительный инструктаж по безопасному ведению работ.

Требования к геофизическим организациям:

Геофизические организации, деятельность которых связана с освоением нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, должны руководствоваться требованиями и положениями настоящих Правил, «Единых правил безопасности при взрывных работах», иными нормативными техническими документами, принятыми в установленном порядке.

Производственный контроль промышленной безопасности, осуществляемый геофизическими организациями, должен распространяться на подразделения, занятые проведением работ на объектах заказчика.

Требования к организации труда, подготовке и аттестации работников геофизических организаций:

Работники геофизических организаций, прибывшие на опасный производственный объект, должны быть ознакомлены с правилами поведения на этом объекте, сигналами возникновения аварийных ситуаций, путями эвакуации персонала и техники из опасных зон на время локализации аварии и ликвидации ее последствий.

При ведении геофизических работ на химически опасных производственных объектах (на месторождениях с высоким содержанием сероводорода, других вредных веществ) работники геофизических организаций должны быть обеспечены изолирующими дыхательными аппаратами и обучены правилам и навыкам пользования ими.

При возникновении аварийных ситуаций на опасных производственных объектах решение о прекращении (приостановке) геофизических работ и уровень их консервации принимают руководитель опасного производственного объекта и представитель геофизической организации.

Геофизические организации должны вести учет наличия и расхода взрывчатых материалов, в том числе на объектах ведения работ, в соответствии с «Инструкцией о порядке технического расследования и учета утрат взрывчатых материалов в организациях, на предприятиях и объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России» (РД 06-150-97), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 18.06.1997г., №21, зарегистрированной Минюстом России 11.08.1997г., №1374.

Подготовка и аттестация работников геофизических организаций должны осуществляться в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России».

Подготовка и аттестация работников геофизических организаций, связанных с ведением работ с применением взрывчатых веществ, должны осуществляться в соответствии с требованиями «Положения о порядке подготовки и проверки знаний персонала для взрывных работ» (РД 13-415-01), утвержденного Госгортехнадзором России от 01.04.2001г., №14, зарегистрированного Минюстом России 01.07.2001г., №2831.

5. Охрана недр и окружающей среды

Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.

Заводнение.

При закачке пресной воды она взаимодействует с нефтью, газом, связанной водой и горной породой. Идут реакции ионного обмена, взаимного растворения и другие. За счет выщелачивания горных пород вода насыщается сульфатами, карбонатами, кремнием. В результате этого впоследствии происходит отложение солей в скважинном и нефтепромысловом оборудовании.

В Западной Сибири в районе Среднего Приобья для заводнения используются воды апт-сеноманского горизонта. Эти воды обладают лучшей нефтевымывающей способностью, чем пресная вода.

В процессе разработки месторождений для заводнения будут использованы миллиарды кубических метров воды. Только на Сургутском и Нижне-Вартовском месторождениях запроектировано закачать около 2 млрд м³ подземных вод.

Составлен прогноз о возможном оседании поверхности земли вследствие образования пустот, ранее заполненных подземными водами. Предполагается, что оно может составить 1.5м.

Учитывая, что уровень грунтовых вод в данном районе высок и составляет 0.3-1.5 м, можно ожидать подтопления, заболачивания территории. Эти явления требуют разработки специальных технических мероприятий для обеспечения условий безопасного развития промышленного района.

В настоящее время уже обнаружены признаки воздействия разработки нефтяных месторождений на геологическую среду. На Западно-Сургутском нефтяном месторождении наблюдается образование трицатиметровой депрессионной воронки в результате откачки воды из апт-сеноманского мелового горизонта в течение 4.5 лет в объеме 15 тыс. м3/сут. Поэтому на месторождениях Среднего Приобья необходимо вести постоянные геофизические и гидрологические наблюдения за режимом добычи, откачек, уровнем подземных вод и вертикальным движением земной поверхности.

Отсюда вытекает задача использования сточных вод нефтепромыслов для заводнения.

Закачка сточных вод в поглощающие горизонты приводит к загрязнению недр. Перед закачкой сточных вод в продуктивные горизонты требуется их максимальная очистка.

Утилизация вод нефтяных месторождений

В настоящее время для нейтрализации воздействия сточных вод на окружающую среду применяется их естественное упаривание в прудах-испарителях и на полях фильтрации, закачка в глубокие поглощающие горизонты и заводнение продуктивных коллекторов для ППД.

Первые два способа используются ограниченно, так как косвенно влияют на загрязнение воздушной среды и подземных вод.

Наиболее приемлемым с экологических и экономических позиций является заводнение продуктивных горизонтов. Кроме повышения нефтеотдачи, ППД позволяет уменьшить вероятность изменения пространственного положения или разрушения залежей из-за увеличения градиентов напоров в продуктивных резервуарах.

В отечественной и зарубежной практике накоплен опыт захоронения промысловых сточных вод в глубокие поглощающие горизонты. Они должны иметь значительное площадное распространение, высокие емкостные и фильтрационные характеристики, быть приуроченными к зоне застойного или замедленного гидродинамического режима, обладать выдержанными водоупорами, исключающими гидравлическуто связь пласта-коллектора с другими водоносными горизонтами. Обязательным условием должна быть совместимость составов пластовых и закачиваемых вод. В противном случае происходит отложение солей в призабойной зоне нагнетательных скважин, что отрицательно сказывается на их приемистости. Участки размещения нагнетательных скважин необходимо располагать за пределами сейсмически активных районов.

Контроль за гидрогеологическими параметрами поглощающих горизонтов осуществляется с помощью наблюдательных скважин. Однако даже при соблюдении всех мер предосторожности, предъявляемых к системе нагнетания и поглощающему объекту, захоронение сточных вод в подземные горизонты представляет потенциальную опасность для геологической среды.

Наиболее рациональное использование подземных вод и рассолов, добываемых вместе с нефтью, возможно при заводнении продуктивных горизонтов для поддержания пластового давления. Применение системы ППД позволяет повысить нефтеотдачу пластов и темпы отбора нефти и, как следствие, сократить срок разработки месторождения. Кроме того, решается вопрос оборотного водоснабжения нефтедобывающих предприятий и сокращаются расходы на бурение поглощающих скважин. В настоящее время свыше 1,5 млрд. м³ пластовых вод откачивается из коллекторов вместе с нефтью, из них 90 % попутных вод находит применение в системах заводнения, а по отдельных объединениям этот показатель достигает 95-100 %. Благодаря утилизации этих вод, в оборотном водоснабжении частично компенсируется расход пресных вод для технологических целей при добыче нефти. Использование пластовых или сточных вод позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на 5-8 % по сравнению с применением пресных вод для той же цели. Однако суммарное потребление поверхностных вод при разведке и эксплуатации месторождений углеводородного сырья еще весьма значительно,

Особое внимание следует уделить биологической и химической совместимости закачиваемых вод. Применение пресных вод для заводнения нефтяных коллекторов способствует развитию микробиологических процессов и, как следствие, заражению продуктивных пластов аэробными и анаэробными бактериями. Скорость формирования микробиологического сообщества в призабойных зонах нагнетательных скважин зависит от физико-химических условий пласта и количества закачиваемой воды, содержащей кислород. В среднем этот период времени исчисляется несколькими месяцами, реже первыми годами от момента начала разработки месторождений с ППД.

Наибольшую опасность в связи с высокой коррозийной активностью представляют сульфатвосстанавливающие, нитрофицирующие, тионовые и железобактерии. Среди разнообразных групп микроорганизмов, обнаруженных в попутных водах, следует отметить сульфат-восстанавливающие бактерии, содержание которых достигает нескольких миллионов клеток в 1 мл воды.

Оптимальными условиями для жизнедеятельности этого типа бактерий являются близкая к нейтральной реакция водной среды, отсутствие или минимальное содержание свободного кислорода, минерализация воды в пределах 10-100 г/л, температура 20-40 °С. Именно они обусловливают процесс восстановления сульфатов, который ведет к накоплению сероводорода и усилению явлений коррозии нефтепромыслового оборудования.

Требования, предъявляемые к качеству закачиваемой речной воды, постоянно возрастают, и сегодня для их использования в заводнении нефтяных пластов рекомендуется комплекс технологической подготовки. С помощью двухступенчатого фильтрования или последовательных операций, связанных с коагулированием, отстаиванием и фильтрованием, содержание в речной воде твердых механических примесей ограничивается 2-5 мг/л, растворенного кислорода - не более 0.1 мг/л, а коррозионная агрессивность не должна превышать 0,15 мм/год. При подготовке речной воды должны быть полностью удалены сульфатвосстанавливающие бактерии.

При контакте закачиваемых и подземных вод отмечается изменение термодинамических условий миграции флюидов, сопровождающееся нарушением солевого равновесия и интенсификацией процессов биогенной сульфатредукции.

Известно, что около 80 % потерь от коррозии нефтепромыслового оборудования связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий. Под воздействием этих микроорганизмов проиходит окисление водорода металла и осаждение железа в сульфидной форме. Сульфид железа образует гальваническую пару с железом, в которой сульфид железа является катодом, а железо подвергается анодному растворению. Скорость коррозии металла может достигать 6 мм/год.

Для защиты оборудования и коммуникаций от коррозии широко используют ингибирование всей добываемой жидкости и закачиваемой в пласт воды.

Для предотвращения солеотложения в продуктивных пластах и дня защиты от микробиологической коррозии нефтепромыслового оборудования применяют для ППД природные и сточные растворы, совместимые по химическому составу с подземными водами. Возможно использование химических реагентов-ингибиторов в композиции с полимерами, бактерицидами и другими активными веществами.

При наличии в природной зоне глинистых минералов под влиянием нагнетаемой воды снижается проницаемость пласта и приемистость скважин. Разбухание интенсивно развивается при контакте с пресными водами и существенно снижается при использовании попутных вод повышенной минерализации. Опытные данные показывают, чгго разбухание глин не происходит при минерализации закачиваемой воды более 20-30 г/л и содержании ионов кальция и магния более 10 %.

Заключение

Широко внедренные методы заводнения при эксплуатации нефтяных месторождений вызвали необходимость непрерывного контроля режима разработки залежи. В практике нефтепромысловых работ многочисленные задачи решаются, в основном, геофизическими методами.

Основные задачи данной проблемы можно сгруппировать в следующие группы:

- определения профиля приемистости перфорированных пластов;

- определения гидродинамических параметров: пластового и забойных давлений, коэффициента приемистости, осредненного значения коэффициента гидропроводности пласта в районе исследуемой скважины (метод установившихся режимов нагнетания) или на участке между двумя исследуемыми скважинами (методами восстановления давления;

- обоснования технического состояния скважины: целостность обсадной колонны НКТ, герметичность затрубного пространства, состояние забоя;

- исследования для целей капитального ремонта;

- исследования при вводе скважины в эксплуатацию или при переходе на другой объект нагнетания;

- работы с опробователями пластов на трубах.

Библиография

1. Рябов Б.М., Шевелёв П.В. и др. Методические рекомендации по проведению ГИС при капитальном ремонте сважин и интерпретации результатов. УФА, Ассоциация «Нефтегазгеофизика», 1990.

2. Методическое указание к курсовому проектированию по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» для студентов специальности 090600 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» очной и заочной форм обучения. Тюмень, 2004.

3. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03

4. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра, 1978.

5. Руководство по применению промыслово-геофизических методов при исследовании водонагнетательных скважин. УФА, 1987.

Размещено на Allbest.ru