Контроль за режимом работы нагнетательных скважин

10.1. Учет суточных объемов закачки воды производится на кустовых насосных станциях (КИС) с помощью счетчиков типа СВУ и других типов. 10.2. Данные о расходе воды на кнс передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ппд через каждые 4 ч (по каналам телемеханики старой модификации) или через каждые 2 ч (по каналам телемеханики новой модификации). Данные о расходах : воды по каждой кнс передаются в центральную инженернотехнологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки.

10.3. Замер расхода воды на нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц.

10.4. При отклонении показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на кнс от установленного технологического режима про изводится проверка водоводов, арматур и колонн, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачанной воды, устраняется выявленный дефект.

10.5. Рабочее давление на устье нагнетательных скважин замеряется 1 раз в квартал.

10.6. Контроль за качеством воды, закачиваемой в продуктивные пласты осуществляется:

10.6.1. При закачке пресной воды пробы отбираются на участках водозаборов и подготовки силами УПТЖ для ППД.

10.6.2. При закачке промысловых сточных вод контроль осуществляется силами НГДУ в соответствии с "Положением о закачке нефтепромысловых вод в нагнетательные скважины системы ППД АО "Татнефть" (г.Альметьевск, 1998 г.).[3] Контроль за качеством сточных вод должен быть двухступенчатым - l-ая ступень контроля осуществляется на установках очистки воды (УОВ ), 2-ая – на кнс. Периодичность отбора и анализа проб сточной воды на содержание нефти, ТВЧ и железа (общее, растворенное) осуществляется: на УОВ один раз в сутки; на кис - один раз в месяц. На УОВ один раз в смену визуально определяется отсутствие нефтепродуктов.

10.6.3. Требования, предъявляемые к закачиваемой в продуктивные пласты сточной воде, приведены ниже.

10.7. Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн осуществляется одним из методов геофизических исследований скважин (ГИС) не реже одноге раза в 4 года. ГИС включает в себя термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и другие.

10.8. Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится не реже одного раза в год, а также после значительного , изменения технологических параметров работы скважин (резкое снижение устьевого давления или увеличение приемистости). Определение герметичности эксплуатационной колонны производят одним из следующих методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновый индикаторный метод.

11. Контроль за динамикой пластового давления
при разработке нефтяных месторождений (площадей)

11.1. Замер пластового давления (статического уровня) производится один раз в полугодие. Состояние пластового давления на месторождениях контролируется построением карт изобар по разбуренным объектам 2 раза в год (на 1 января и 1 июля).

11.2. Контроль за изменением пластового давления на отдельных участках (районы новых очагов заводнения, перевода скважин на высокие давления нагнетания, бурения скважин в зоне высоких пластовых давлений, участки проведения экспериментальных работ и т.д.) про изводится исходя из необходимой в каждом конкретном случае периодичности.

11.3. При построении карт изобар все значения пластового давления пр и водятся к единой абсолютной отметке, за которую принимается средняя для месторождения (площади) отметка начального положения внк.

11.4. ДЛя построения карт изобар замеры пластового давления проводятся по всему фонду добывающих, нагнетательных и пьезометрических скважин.

11.5. Замер пластового давления в фонтанных скважинах производится глубинным манометром на глубине кровли перфорированного пласта.

11.6. Замеры пластового давления в механизированных скважинах (ЭЦН, ШГН и др.) проводятся определением положения статического уровня эхолотом с волномером и с регистрацией буферного и затрубного давлений. Пере счет статического уровня на давление выполняется по прилагаемой методике.

11.7. Время простоя скважин перед замером пластового давления определяется геологической службой каждого НГДУ, исходя из конкретных коллекторских свойств пласта и содержащегося в нем флюида.

11.8. Измерения пластового давления в пьезометрических скважинах производятся, как правило, глубинным манометром 2 раза в год. В отдельных скважинах чаще, исходя из необходимой периодичности. В тех случаях, когда в пьезометрических скважинах произведено определение плотности жидкости по стволу (из поинтервальных измерений давления и одновременных определений положений уровня или каким-то иным способом), определение пластового давления можно про изводить исследованием положения статического уровня эхолотом с последующим пересчетом уровня на давление по известной плотности жидкости.

11.9. Средние пластовые давления по месторождению (площади, залежи, блоку) определяются как среднеарифметическая величина по добывающим скважинам в зоне отбора и по нагнетательным - на линии нагнетания. При построении карт с использованием ЭВМ - как средневзвешенная в зоне отбора, на линии нагнетания, по месторождению (площади, залежи, блоку) в целом.