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.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1 Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта

Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки Западно-Лениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г. Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для Западно-Лениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.

На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями.

В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров - Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 - 14,4 °С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 - 19 °С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 °С. Максимальная летняя - 38 °С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм). Минимальное в феврале (до 17 мм ). Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.

Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 - 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород - коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами.

Фациальный состав коллекторов изменяется от гомодисперсных алевролитов до песчаных фракций. алевролитов до песчаных фракций.

Горизонт Д1 является многопластовым объектом. В пределах общей толщины продуктивных отложений, которая в среднем составляет 34,0 м. При колебаниях по скважинам от 8 до 53,6 м выделяется до 11 пропластков. Средняя величина расчлененности составляет 5,7. Практика разработки площади показала, что при детальном анализе выработки оптимально в пределах горизонта Д1, следует выделить 7 пропластков. При этом возникали объективные трудности при корреляции пластов зональных интервалов " б " и частично " в ".

Применение статистических методов корреляции для разрешения этого вопроса не дали положительных результатов, поскольку в пределах всего интервала залегания этих пластов нельзя даже наметить какую-либо зону устойчивого положения границ зонального интервала. Потому, в процессе анализа заводнения коллекторов, при доказанной необходимости, осуществлялось уточнение начальной корреляции пластов, а в зонах слияния их идентификация. Достаточно уверенно выделяются зональные интервалы пласта " а " и пластов пачки " г д " .

В силу особенностей залегания пластов пачки " б ", их стратиграфическая идентификация осуществлялась при непосредственной корреляции разрезов скважин друг с другом.

С момента составления последнего проектного документа было пробурено около 150 скважин, что, естественно, в какой - то мере изменило геологическое представление о строении площади.

Существующее представление о линзовидном строении верхней пачки пластов и площадном - нижней не изменилось в процессе продолжающегося разбуривания площади.

Выделенные блоки не равнозначны по представительности той или иной группы пород. Для сравнения приведены результаты сопоставления площадей распространения этих групп по пластам в пределах каждого блока. Достаточно однозначно, как в целом по пласту, так и по блокам происходит увеличение доли коллектора сверху вниз. Из общей закономерности выпадает пласт « а» на втором и третьем блоках, по каждому доля коллектора выше, чем в нижележащих пластах пачки "б".

Аналогичная закономерность прослеживается по высокопродуктивным неглинистым коллекторам, но с различной представительностью в строении пластов.

Естественно, что разная степень представительности групп пород в строении пластов является одним из главных аргументов, определяющих состояние выработки запасов нефти. Очевидно, что это также является одной из важнейших причин особенностей выработки запасов по блокам.

В силу многопластового строения горизонта Д1 становится очевидным многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. В результате обработки практически всех разрезов по скважинам они систематизированы в 6 типов с представительностью от 1 до 6 пластов. Кроме того, каждый из типов рассматривался с точки зрения возможных вариантов сочетания высоко и малопродуктивных коллекторов. В рамках выделенных типов разрезы сгруппированы в подтипы с их долей участия в строении объекта.

В процессе изучения особенностей геологического строения горизонта Д1 была оценена величина литологической связанности между пластами. Из приведенных данных и в сравнении с другими соседними площадями можно однозначно сказать, что пласты залегают достаточно обособленно друг от друга. Как и по другим площадям, сравнительно высокая связь отмечается между пластами " б1 " и " б2 " - 41%; " г1 " и " г2 " - 34% и несколько меньшая связь между остальными пластами. С одной стороны, как известно, наличие зон слияния способствует возникновению естественных очагов заводнения, что способствует интенсификации выработки запасов нефти. С другой стороны достаточная обособленность способствует эффективному использованию дифференциального подключения пластов к разработке. В этой связи данная площадь выгодно отличается от соседней Южно-Ромашкинской площади.

2.2 Коллекторские свойства горных пород

Поскольку в настоящее время разработка площади осуществляется с учетом выделенных блоков, то обобщены результаты определения толщин, емкостно-фильтрационных свойств, насыщенности, а также оценка изменчивости этих параметров. В целом продуктивные отложения горизонта Д1 по блокам не отличаются, по рассмотренным параметрам, за исключением того, что средняя проницаемость коллекторов второго блока составляет 0,492 мкм2 , а первого и третьего 0,387 и 0,379 мкм2 соответственно. Это, видимо объясняется различным объемом выработки по представительности групп пород.

Следует также отметить увеличение фильтрационных свойств коллекторов сверху вниз. Опять же это связано, видимо, с вышеуказанными причинами. Очевидно, что сравнение тех же параметров между группами коллекторов не имеет смысла. Целесообразнее их рассматривать в пределах групп коллекторов при сравнении пластов между собой.

Так средняя толщина пластов, представленных высокопродуктивными неглинистыми коллекторами изменяется от 2,6 по пласту " б1 " до 3,8м. по пласту " б3 ". При этом параметр изменчивости средних величин составляет 0,43 - 0,53. Средние значения пористости и нефтенасыщенности по пласту отличаются незначительно. Следует акцентировать внимание на существенном отличии пластов по фильтрационным свойствам. Из приведенных данных видно: проницаемость пласта " г1 " составляет 0,666 мкм2, а пласта " б3 " - 0,939 мкм2, при среднем значении проницаемости этой группы пород равной 0,76 мкм2.

Коллекторские свойства глинистых высокопродуктивных и малопродуктивных пластов более однородные, чем в вышеописанной группе. Абсолютные значения параметров пористости, нефтенасыщенности, а также толщин пластов в пределах групп отличаются в меньшей степени, чем между группами. Группы коллекторов, включая и ранее рассмотренную существенно отличаются по фильтрационным свойствам. В пределах высокопродуктивных коллекторов пласты с глинистостью менее 2% в 2 раза выше пластов с глинистостью более 2%. Проницаемость малопродуктивных коллекторов в 5 раз меньше глинистых.

Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт " г2 " отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.

Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту " в ". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.

Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.

2.3 Физико-химические свойства горных пород

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть". Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам. Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены на следующей странице.

Свойства пластовой нефти

Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3

Газосодержание , % 52,2-66,2

Суммарный газовый фактор, 50,0

Плотность, кг / м3 768,0-818,0

Вязкость, мПа с 2,4-10,4

Объемный коэффициент при

дифференциальном разгазировании 1,128-1,196

Плотность дегазированной нефти, кг/ м3 795,0-879,0

Компонентный состав газа

Азот + редкие

В т.ч. гелий, % 10,36

Метан, % 39,64

Этан, % 22,28

Пропан, % 18,93

Изобутан, % 1,74

Н. Бутан, % 4,36

Изопентан, % 0,67

Н. Пентан, % 0,65

Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02

Углекислый газ, % 0,89

Плотность газа, кг\м3 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор - кальциевого типа с общей минерализацией 252 - 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно - солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ). Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

2.4 Режим залежи

Энергетическое состояние залежи - главный фактор, ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи.

Эксплуатация Западно-Лениногорской площади производится в водонапорном и упруговодонапорном режиме.

В условиях водонапорного режима основной движущей силой служит напор краевых вод и подошвенных вод. Водонапорный режим проявляется тогда, когда законтурная водоносная область месторождения связана с земной поверхностью и постоянно пополняется дождевыми и талыми водами.

Место выхода пласта на поверхность или пополнение его водой называется областью или контуром питания. Область питания может находиться на расстоянии сотен километров от нефтенасыщенной части пласта. Постоянное пополнение водоносной части пласта через область питания обеспечивает постоянство приведенного пластового давления на контуре питания, при хорошей его гидродинамической связи с нефтенасыщенной частью это создаст наиболее благоприятные условия для разработки залежи. Отбор нефти в начальный период разработки залежи приводит к некоторому снижению пластового давления в нефтеносной части пласта.

Возникшая разница давлений на контуре питания и в зоне отбора вызывает движение воды, поступление которой в нефтеносную часть стабилизирует в ней давление. Оно устанавливается на таком уровне, когда приток воды полностью компенсирует отбор жидкости из залежи. Упругие изменения породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенные к единице объема, незначительны. Но если учесть, что объемы залежи и питающей ее водонапорной системы могут быть огромны, то упругая энергия пород жидкостей и газов может оказаться существенным фактором, обуславливающим движение нефти к забоям нефтяных скважин.

Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления, тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Зона депрессии, образовавшаяся вначале непосредственной близости к забоям скважин, постоянно распространяется на всю залежь и ее пределы, вызывая упругое расширение все новых масс жидкости -- сначала нефти, потом воды, вытесняющей и замещающей нефть.

Основным признаком упруговодонапорного режима является значительное падение пластового давления в начальный период эксплуатации. В дальнейшем, при постоянном отборе жидкости темп падения замедляется. Это объясняется тем, что зона понижения давления со временем охватывает все большие площади пласта, и для обеспечения одного и того же притока жидкости, достаточно падения давления на меньшую величину, чем в начальный период.

2.5 Конструкция скважины

Конструкция скважин должна обеспечить:

-доведение скважины до проектной глубины;

-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и эксплуатации скважины;

-предотвращение осложнении в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов при эксплуатации;

-минимум затрат на строительство скважин, а также необходимых дополнительных объектов и сооружении в целом.

Рекомендуется следующая конструкция скважины: направление, кондуктор, и эксплуатационная колонна. В целях перекрытия верхних неустойчивых пород, для предотвращения размыва устья скважины, а также для разделения питьевых вод спускается направление, цементируется до устья качественным портландцементом тампонажным. Для предотвращения осложнений и аварий в скважине, при дальнейшем бурении под эксплуатационную колонну, спускается подвесной извлекаемый кондуктор. Непроницаемые разделы между водоносными пластами за кондуктором подлежат цементированию. На всех скважинах цемент за кондуктором должен быть поднят до устья. Для цементирования направления и кондуктора рекомендуется использовать портландцемент тампонажный ПЦТ-ДО-50, ПЦТ-ДО-100.

В санитарно-защитных зонах и зонах строго контроля питьевых источников в конструкцию скважины рекомендуется включить промежуточный кондуктор, который цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна предназначена для перекрытия продуктивного горизонта и разобщения вышерасположенных пород разреза, а также для обеспечения транспортирования скважинных и закачиваемых жидкостей. Решение о глубине спуска эксплуатационной колонны принимать лишь после вскрытия продуктивных пластов и проведения геофизических работ в связи с возможным наличием обвалов или отсутствием продуктивных пластов.

С целью уменьшения негативных последствии тампонажного раствора и высокой репрессии выше открытого ствола над башмаком эксплуатационной колонны необходимо установить ПДМ( пакер двухступенчатого и манежного цементирования), либо другое устройство, позволяющее герметично разобщить открытый ствол от тампонажного раствора и репрессии, в период крепления скважины.

Эксплуатационную колонну рекомендуется цементировать до устья, При наличии гидродинамической связи между башкирским и серпуховским ярусами, в процессе строительства скважин с открытым забоем имеет место передачи репрессии, по этому высоту подъема цемента над кровлей продуктивных пластов необходимо ограничить до 150 м, что не противоречит правилам безопасности нефтяной промышленности.

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.

рис.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:

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

Для изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка.

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

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 бурильных трубах 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.

По количеству спущенных труб определяется глубина нахождения аварийного инструмента.

Скважину обследуют для того, чтобы:

а) установить место и характер смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны;

б) определить местоположение и состояние труб, оборудования, различных приспособлений, а также посторонних предметов в стволе скважины;

в) выявить в скважине песчаные и цементные пробки, а также различные отложения на стенках эксплуатационной колонны;

г) проверить состояние фильтра скважины.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15 мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание шаблона при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны (табл. 1).

Таблица 1

Диаметр обсадной колонны, мм	Наружный диаметр шаблона, мм	Диаметр обсадной колонны, мм	Наружный диаметр шаблона, мм
127	95	219	190
146	115; 118	273	240
168	135; 140	325	290
194	160	377	340

Шаблон на бурильных или насосно-компрессорных трубах медленно спускают в скважину, обязательно наблюдая за нагрузкой по индикатору веса. Если шаблон останавливается на какой-либо глубине и под нагрузкой (2-3 деления по индикатору веса) вниз не проходит, его поднимают из скважины. В зависимости от состояния залитой свинцом поверхности шаблона составляют план дальнейшего обследования.

При спуске шаблона и всех других инструментов следует принимать меры к тому, чтобы в скважину не попали посторонние предметы (сухари от машинных ключей, плашки от цепных ключей и др.), которые могут вызвать заклинивание инструмента в эксплуатационной колонне.

Для определения местоположения в скважине постороннего предмета, формы его верхнего конца, а также характера слома пли смятия эксплуатационной колонны служат свинцовые печати. Они бывают плоские и конусные. Плоская печать с торца и с боковой поверхности покрыта слоем свинца толщиной 15-25 мм. Конусная печать имеет такой же слой свинца. Наличие большой массы свинца делает возможным получение глубоких отпечатков, по которым судят о форме поверхности, соприкасавшейся с печатью. Наружные диаметры печатей такие, как у шаблонов (см. табл. 1). По оси симметрии печати делается сквозное отверстие для промывки. При помощи плоской печати выясняют положение предмета в скважине. Конусная печать дает возможность получить отпечаток стенки эксплуатационной колонны в фильтровой части и на участке с нарушениями. Печати спускают на бурильных или насосно-компрессорных трубах. При обследовании верхних концов насосных штанг, находящихся в скважине с исправной эксплуатационной колонной, печать спускают на тартальном канате с грузовой штангой длиной 12-14 м. Это предотвращает слом верхних концов штанг. Печати спускают медленно, непрерывно наблюдая за показаниями индикатора веса. Перед посадкой печати скважину промывают, чтобы очистить поверхность, с которой будет соприкасаться печать. На обследуемое место печать ставят только один раз. Величина посадки печати зависит от глубины скважины, ее кривизны, а также от диаметра эксплуатационной колонны и колонны бурильных труб.

На промыслах объединения Азнефть с целью экономии свинца применяют печати типа АС и печати типа ПУ2-65/8/7 конструкции Азинмаша. В печати типа АС свинец заменен более дешевым и менее дефицитным сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы. С помощью печати ПУ2-65/8" оттиски получаются на поверхности алюминиевой оболочки, надетой на резиновый стакан.

Для обследования неглубоких скважин используют печати с деревянным или металлическим корпусом, заливаемые киром (асфальтом). Применяют также печати, корпус которых заливают мастикой из мыла и канифоли. Кировые и мастичные печати спускают в скважину на тартальном канате с грузовой штангой или на насосных штангах.

Обследование при помощи печатей во многих случаях не дает точного представления о состоянии ствола скважины, так как отпечатки можно расшифровать по-разному. Более совершенным способом обследования является фотографирование глубинным фотоаппаратом. В 1953 г. группой грозненских инженеров был сконструирован глубинный фотоаппарат, предназначенный для фотографирования предметов в стволе скважины. Аппарат состоит из корпуса, внутри которого находится источник света в виде расположенных по окружности шести электрических лампочек, фотообъектив, фотокамера, катушка для фотопленки размером 24X36 мм и лентопротяжный механизм. Корпус вставлен во внешний, герметичный, цилиндрический кожух. С нижнего конца кожух закрыт прозрачным органическим стеклом. Фотоаппарат спускают в скважину на трехжильном кабеле. Прибор выдерживает наружное давление не более 90 атмосфер.

В институте ВНИИгеофизика сконструирован скважинный фотоаппарат ФАС-1, предназначенный для фотографирования стенок скважины и обследования ствола скважины перед капитальным ремонтом.

Основными узлами скважинного фотоаппарата являются осветитель, фотообъектив, лентопротяжный механизм и электрическая схема. Эти узлы помещены в герметичный стальной цилиндрический кожух с наружным диаметром 102 мм. В нижней части кожуха имеется иллюминатор -- круглое отверстие диаметром 70 мм, через которое ведется фотографирование. В иллюминаторе установлено и закреплено стальной муфтой закаленное стекло марки К-8 толщиной 13 мм. Герметизация стекла обеспечивается двумя резиновыми кольцами. Максимальное допустимое давление на кожух скважинного прибора составляет 250 кГ/см2, максимальная допустимая температура окружающей среды + 60° С. Осветитель аппарата состоит из двух импульсных ламп типа ИС-20, каждая из которых расположена в отдельном кожухе. В аппарате применен короткофокусный объектив «Юпитер-12» с главным фокусным расстоянием 35 мм и светосилой 1:2,8. Наводка объектива на резкость постоянная. Диафрагма объектива обычно устанавливается на 22. Фотографирование ведется на стандартную фотопленку шириной 35 мм с чувствительностью 90 единиц ГОСТа. Емкость кассеты составляет 3,5 м пленки, что позволяет за один спуско-подъем получить 280 кадров. Количество экспонированных кадров отсчитывается счетчиком типа МЭС-54. Лентопротяжный механизм аппарата аналогичен лентопротяжному механизму фотоинклинометра ИФ-4. Электрическая схема аппарата состоит из цепи электродвигателя, цепи осветителя и цепи реле. Питание аппаратуры осуществляется переменным током частотой 50 Гц, напряжением 220 или 380 в. Фотоаппарат ФАС-1 спускают в скважину на одножильном бронированном кабеле.

Глубинный фотоаппарат позволяет определить положение и очертания в скважине предметов сложной формы. Однако фотографирование возможно только в скважинах, не заполненных жидкостью или заполненных прозрачной водой.

В США сконструированы глубинные приборы, позволяющие производить фотографирование в скважинах, заполненных непрозрачной жидкостью (мутной водой, глинистым раствором, нефтью). Один из них (глубинный фотоаппарат) спускают в скважину на трубах. Перед глубинными съемками заменяют непрозрачную жидкость в зоне фотографирования на прозрачный раствор, который подают с поверхности по трубам. Фотоаппарат может быть снабжен компасом для ориентирования фотоснимков. Компас устанавливают так, чтобы вместе с основным объектом на снимок попал и циферблат компаса. Другой прибор для фотографирования в скважине спускают на каротажном кабеле. Он состоит из узла пакера и фотоаппарата, насоса для надувания пакера, блока питания постоянного тока, управляющего устройства и емкости для прозрачной жидкости. Перед глубинными съемками фотографируемую часть скважины изолируют с помощью гидравлического пакера, который наполняется жидкостью, нагнетаемой насосом. Изолированное пространство скважины заполняют прозрачной жидкостью из емкости прибора и производят фотографирование, включая вспышку перед объективом. Фотоаппарат прибора снабжен беззатворным стереоскопическим широкоугольным объективом с углом охвата 18°, позволяющим получать два изображения диаметром 17,5 мм. В кассете аппарата помещается 7,6 м пленки, на которой размещается 100 стереоскопических снимков. Наружный диаметр прибора 101,5 мм, длина -- 9,5 м, объем прозрачной жидкости в емкости -- 23,5 л, вес прибора--185,6 кг. Прибор выдерживает наружное давление до 700 атм. при температуре до 79° С.

Для визуального обследования забоя и стенок обсадной колонны в сухих скважинах можно использовать фототелевизионную скважинную установку ФТСУ, сконструированную Ленинградским электротехническим институтом связи им. М. А. Бонч-Бруевича. Установка состоит из скважинного прибора и приемного устройства, соединенных кабелем-тросом КГТ-4 длиной до 3000 м. Скважинный прибор представляет собой передающую телевизионную камеру на трубке ЛИ-23, совмещенную с фотоаппаратом и осветителем. Цилиндрический корпус скважинного прибора имеет длину 1690 мм, наружный диаметр - 60 мм, вес - 16 кг. Приемное устройство имеет трубку 18ЛК5Б (размер экрана 100X100 см) и совмещено с элементами управления и питания скважинного прибора. Четкость телевизионного изображения ФТСУ-300 строк, число телевизионных кадров - 50 кадров в секунду.

3.3 Подготовительно-заключительные работы

Подготовительные работы перед цементированием скважины

Подготовительные работы перед цементированием проводят с целью определения источника обводнения, путей поступления воды в скважину и получения данных для выбора способа цементирования.

После появления воды в скважине ее останавливают на время Т, которое должно быть не меньше времени То, по истечении которого в пласте наступает установившееся состояние.

Через Т ч после остановки в скважине определяют пластовое давление и отбирают пробу воды на уровне интервала перфорации обсадной колонны для химического анализа и определения содержания взвешенных частиц (ВЧ).

Анализ воды выполняют согласно руководству по гидрохимическому опробованию подземных вод. При анализе определяют следующие свойства воды: удельный вес при 20°С, сухой остаток в г/л, содержание ионов С1 SO4" НСО3, СО" Са", Mg" Na + К в мг/экв на 100 см3 воды, содержание J, Br, B2O3, NH4, SiO2, Ре2Оз + А12О3 в мг/л, общая минерализация в мг/экв на 100 см3.

Затем возобновляют отбор жидкости (воды или воды с нефтью) из скважины. После отбора жидкости в объеме, равном объему обсаженной скважины, отбирают пробу воды для химического анализа и определения содержания ВЧ. Отбор жидкости из пласта прекращают после того, как три последовательно взятые пробы воды будут иметь одинаковый химический состав и одинаковое количество ВЧ. Постоянство состава воды будет показывать, что скважина обводнилась посторонней пластовой водой.

Физико-химические свойства воды, отбираемой из скважины, сопоставляют с анализами вод, приведенными в нормальном типовом гидрохимическом разрезе нефтяного месторождения. В результате этого устанавливают источник обводнения скважины. Для уточнения источника поступления воды и выбора способа цементирования исследуют скважину на приток посторонней воды. С этой целью отбирают нефть и воду на трех установившихся режимах. Длительность отбора воды на каждом режиме Т должна быть не меньше времени То. Для каждого из трех режимов определяют забойное давление и соответствующий им отбор воды. Составляют три уравнения типа

Страницы: 1, 2