Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ — страница 5

равна 1,17 – 1,18 г/см3, общая минерализация изменяется в пределах 592 до 998 мг/экв на 100г. Таблица 3 – Компонентный состав нефтяного газа Наименование Значение % мольн.. % массов. Сероводород - - Углекислый газ 1,02 1,27 Азот 35,24 27,87 Гелий 0,022 - Метан 19,13 8,67 Этан 6,78 5,74 Пропан 20,86 25,91 Изобутан 3,72 6,09 Н-бутан 7,85 12,82 Изопентан 2,26 4,58 Н-пентан 1,81 3,69 Гексан + высшие 1,36 3,39 1.2 Динамика основных показателей скважин Запасы нефти в процессе разбуривания

существенно увеличились от проектных, в основном, за счет расширения площади нефтеносности и ввода в разработку новых площадей, запасы которых были выведены за баланс. Арланское месторождение с самого начала в основном было разбурено с плотностью сетки 12,5 га/скв., кроме того, было осуществлено раздельное разбуривание залежи в мощном VI пласте. Эти меры позволили существенно увеличить темпы разработки, которые составляли в

максимуме 5,6% от наименьшего извлекаемого запаса. Динамика разработки Арланского месторождения во времени приведена на рисунке 1. Рисунок 1 – Динамика показателей разработки Арланского месторождения во времени Наибольшее число действующих добывающих скважин было в 2001 году при отборе 65,4% от наименьшего извлекаемого запаса, то есть, несколько позже. Фонд нагнетательных скважин имеет тенденцию к постоянному приросту. Максимум

добычи нефти был достигнут в 2001 году, при отборе 39,8 НИЗ и обводненности 76,6%. Обводненность на 2007 год в среднем по Арланскому месторождению составляет 95,8% . 2 Расчетно-техническая часть 2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным

пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне. Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в

водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол. Во время проходки пород буровым инструментом при вращательном способе бурения между