На 1.01.2002г в паронагнетательном фонде находится всего 145 скважин, из них 103 скважин находятся в действующем фонде, 42 скважины в добыче согласно технологии ТЦВП-УЭ, 6 скважин в бездействии (2 из них в ожидании ликвидации по техническому состоянию эксплуатационной колонны). За 2002 год под закачку теплоносителя переведено всего 10 новых скважин.

В 2002 году большое внимание уделялось оснащению паронагнетательных скважин термостойким оборудованием, что является одним из основных мероприятий по защите эксплуатационной колонны от разрушений, так на конец отчетного года из 125 ПНС оснащены 36 скважин термостойкими трубами различных производителей. За 2002 год было спущено 13 шт. термостойких пакера различных конструкций, на конец года термостойкими пакерами оснащено всего 76 скважин.

В 2002 году проведен анализ зависимости нарушений герметичности эксплуатационных колонн паронагнетательных и добывающих скважин Гремихинского месторождения от интервала набора кривизны. По результатам проведенного анализа можно сделать следующие выводы:

1.По паронагнетательным и добывающим скважинам с негерметичностью э/к, в которых идет набор зенитного угла с устья до 200 м от 0 до 20 градусов , разрыв трубы происходит в верхней части э/к ( 43 скважины из 55 с дефектом колонны). При натяжении скважин с резким набором кривизны в верхней части трубы, максимально растягивается только верхняя часть, а нижняя часть остается ненатянутой и более устойчивой к разрушающим факторам.

2. По скважинам, где набор кривизны происходит плавно с устья до забоя и небольшой градиент зенитного угла (5-8 градусов), нарушения э/к многочисленны и распределены по всей длине э/к, видимо, из-за равномерного растяжения колонны (скв. №№ 853,899,872).

3. В некоторых случаях интервалы нарушения эксплуатационных
колонн приходятся на места с резким изменением магнитного азимута (
градиент составляет 15-20 градусов -скв. .№№ 851,842,820). Искривления э/к
как по зенитному так и по азимуту ведут к неравномерным растяжениям
колонны, что в свою очередь ведет к появлению уязвимых участков. Так по
скважине № 872 отмечаются три интервала с интенсивным изменением
зенитного угла (угла отклонения ствола скважины от вертикали). В двух
интервалах идет набор кривизны: это от 70м до 200 м, где угол растет от 1

---

град до 19 град и от 800 м до 900 м, где угол растет от 20.30 град до 39.0
град, соответственно выше этих интервалов отмечаются нарушения э/к (17м,
I23м, 165м и 760м, 765м, 862м, 902м). В третьем интервале 1000-1200 м
наоборот происходит уменьшение зенитного угла с 36.30 град до 25 град.,
чем возможно объясняется нарушение э/к на глубине 1020м.
Нарушения э/к колонны по скважине № 859 отмечаются на глубинах:
613 - 624 м, 675 м, 685 м. На этой глубине происходит интенсивное
изменение зенитного угла с 16 град до 4 град, кроме того, магнитный азимут
на той же глубине меняется с 278 град до 252 град (градиент составляет 58
град).

4. Разрыв э/к на глубинах 470, 500, 700 м по абсолютной отметке -400 м, - 500 ми- 600 м по ряду скважин: №№ 877,859,840,829,898,870,881, возможно, объясняется наличием в геологическом разрезе Гремихинского месторождения мощных водоносных коллекторов Тастубского горизонта и Ассельского яруса Нижней Перми и Гжельско-Оренбургского горизонтов Верхнего Карбона. В этих интервалах э/к подвергается большим перепадам температуры вследствие проведения технологии ИДТВ и ИДТВ (п) во время технологических операций при переходе с закачки пара на закачку холодной воды и наоборот. Если в интервалах, где нет мощных водоносных коллекторов происходит постепенное остывание э/к в течение 3-5 суток, то в этих интервалах происходит мгновенное охлаждение за счет холодных водяных потоков большой минерализации. Повышенная минерализация является дополнительным фактором, способствующим разрушению труб, т.к. за 3-4 года эксплуатации в ПНС цементный камень разрушился почти полностью, за счет чего происходит непосредственный контакт э/к с пластовыми водами.

5. По 14 проектным паронагнетательным скважинам разрыв э/к произошел до начала закачки теплоносителя , из них по 12 скважинам разрыв в интервале от устья до 130 м, только по двум ( №№ 865,815 ) в интервале 600-700 м. По семи добывающим скважинам отмечается негерметичность э/к, из них по пяти - разрыв трубы в верхней части колонны, где отмечается интенсивный набор кривизны. По двум скважинам на глубине 441м, 476 м (абсол. отм. -400 м, -500 м), что приходится на водоносные коллектора вышеуказанных горизонтов.

Все это говорит о том, что температурные перегрузки не являются единственной причиной ведущей к разрушению э/к и искривления по

---

зенитному и магнитному углам являются существенным фактором, влияющим на распределение интервалов нарушений эксплуатационной колонны по ее длине.

На рисунке № 12представлена зависимость распределения количества нарушений от длины эксплуатационных колонн, где наглядно изображены выводы, приведенные выше, т.е. наибольшее количество нарушений герметичности эксплуатационных колонн приходится на верхнюю часть колонны, где происходит максимальный набор кривизны, значительная часть нарушений также приходится на интервал от 450 м до 800 м, возможная причина негерметичности в этой части колонны также объясняется выше.





2.9.3.Гидрохимический контроль

Гидрохимический контроль за перемещением тепловой оторочки по зоне внедрения паротеплового воздействия осуществляется по хлор-иону, т.к. пластовые воды Гремихинского месторождения являются хлор-кальциевыми рассолами с минерализацией до 269,8 г/л. В солевом составе рассолов превалирует хлористый натрий, меньше хлористый кальций, затем хлористый магний.

Гидрохимические исследования состава и свойств вод предусматривают проведение полного и краткого анализов. Полные анализы химического состава вод состоят из 6-ти компонентного анализа (хлор, сульфаты, гидрокарбонаты, карбонаты, кальций, магний, натрий + калий), определений плотности, рН, количества взвешанных частиц, сероводорода, окисного и закисного железа, нафтеновых кислот и микроэлементов - йод, бром, аммоний. Краткие химические анализы по добывающему фонду скважин, пьезометрическим и водозаборным скважинам предусматривают определение хлора, гидрокарбонатов, сульфатов, рН и плотности воды.
Фоновое содержание CL иона изменялось от 152 г/л до 194 г/л тенденцией увеличения от периферии к центру залежи. Вокруг паронагнетательных скважин образовались обширные зоны опреснения (гидрохимического реагирования). Содержание CL иона в попутных водах снизилось до 140-20 г/л и менее. Степень гидрохимического реагирования скважин на паротепловое воздействие определяется содержанием в водах CL иона по сравнению с фоновыми значениями. В целом для залежи за величину фонового значения CL иона принято значение равное 160 г/л. Снижение содержания CL иона указывает на то, что к данной скважине

---

подошла определенная доля слабоминерализованной конденсационной воды. Следовательно, пластовые воды околоскважинного пространства реагируют на закачку теплоносителя.

В общих чертах зона реагирования на тепловой процесс, выделенная
другими промысловыми данными, совпадает с зоной гидрохимического
реагирования. Ввод новых паронагнетательных скважин привел к
значительному расширению зоны активного гидрохимического
реагирования и сформировалась большая зона с пониженной
минерализацией вод (содержание CL иона меньше 160 г/л) вокруг новых
паронагнетательных скважин. Основные зоны гидрохимического
реагирования на закачку теплоносителя расположены в районе
скважин №№ 839, 845, 850, 855, 856, 862, 863, 881, 882, 837, 1014, где
содержание CL иона снизилось до 0.5-6.7 г/л. С июля месяца отчетного года,
как было отмечено выше, закачка теплоносителя была ограничена,
вследствие чего произошло некоторое восстановление хлориона в зонах
пониженной минерализации .
2.10. Мероприятий по регулированию разработки по пласту А4 Гремихинского месторождения

119,4тыс. Упустим сам расчет. В элемент нагнетательной скважины № 863 входят добывающие скважины имеющие высокую обводненность (394,406,407,395,381).

В таблице (18) приведен технологический режим работы этих скважин.

Возможно, что эти скважины отобрали все свои запасы и нет смысла проводить мероприятия для повышения дебита скважин по нефти, авозможно что вода прорволась по более проницаемым нижним пропласткам, а верхние остались не выработанными. Для того, чтобь определить причину обводнения этих скважин необходимы данных исследований профиля притока в добывающих скважинах и профиле приемистости в нагнетательной скважине. Для оценки выработанности запасов нефти необходимы данные по накопленной добыче и запасах на скважину.

Расчет запасов проведем объемным методом на примере скважин 394.

В разрезе скважины 394 выделены 12 нефтенасыщенных пропластков общей мощностью h=22,4 м. Средневзвешенная нефтенасыщенность по этим пропласткам составляет 77%, средневзвешенная пористость 22,8% пересчетный коэффициент 0,95. Месторождение разбурено так, что

---

нефтенасыщенная площадь на одну скважину составляет:

Извлекаемые запасы на одну скважину составляют 44,1тыс.т.

Накопленная добыча по скважинам представлена в таблице 19.


Таблица 18

Технологический режим работы скважин

---

Смотрите также файлы

• Тема особенности конструирования современного урока.pdf

• Семинар бадарламасы ебекшіаза ауданы 2023 жыл.docx

• Кафедра экономики и управления.doc

• Практическая работа 1 Лучшие модели и практики наставничества педагогических работников в Российской Федерации Задание.docx

• Придумайте свои задания по одному, составленному в соответствии с приведенными принципами композиции, представьте их в презентации используя рекомендации тест PowerPoin.doc