Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений

Содержание

 

с.

Введение…………………………………………………………………………..

4

1 Основные показатели разработки нефтяных залежей и способы их определения ……………………………………………….……………………...

6

2 Анализ текущего состояния разработки и динамика основных показателей разработки на примере участка нефтяной залежи …………………………….

10

3 Описание применяемых методов контроля разработки залежи…………….

15

3.1 Контроль за освоением скважин………..……………………………...

15

3.2 Контроль за техническим состоянием скважин.………………………

20

3.3 Контроль за выработкой запасов...……………………………………..

21

4 Способы регулирования систем разработки нефтяных залежей……………

23

5 Определение положения зон пониженной фильтрации и застойных зон на участке залежи …………………………………………………………………...

27

6 Выбор метода регулирования процесса извлечения нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи………………………………..…........

33

7 Выводы и рекомендации ………………………………………………………

36

Список использованных источников……………………………………………

38


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Большинство крупных и средних по запасам нефтегазовых месторождений нашей страны находятся на поздней стадии разработки. Эти месторождения, обладая еще значительными остаточными запасами углеводородов, характеризуются высокой обводненностью продукции скважин и сложной структурой распределения остаточных запасов. Стабилизация добычи нефти и вовлечение в эксплуатацию остаточных запасов требуют совершенствования системы контроля разработки. Каждый объект разработки обладает существенными отличиями, поэтому вопросы оптимальной системы контроля являются актуальными, требующими к тому же определенного искусства их решения [1].

Основная цель контроля процесса заключается в получении  информации о характере заводнения продуктивных пластов и распределении  текущих остаточных запасов нефти  в первоначальном объеме залежей. Эта задача обычно решается геофизическими исследованиями лишь в специальных оценочных скважинах. Локализованная разовая информация о состоянии заводнения пласта не может быть достаточно представительной, отвечающей требованиям выбора средств и методов воздействия на процесс заводнения залежей [2].

Разработка нефтяных месторождений в условиях заводнения залежей – сложнейший технологически й процесс, протекающий при непостоянных, изменяющихся во времени условиях и не поддающийся непосредственному наблюдению. Поэтому эффективные показатели процесса разработки нефтяных месторождений и высокую конечную нефтеотдачу можно получить только при соответствующем действенном и эффективном регулировании [2].

Но целью регулирования разработки нефтяных месторождений является не только повышение конечной нефтеотдачи пластов. Эффективность показателей значительно повышается при увеличении темпа или сокращении периода разработки месторождения и уменьшении объема капитальных затрат и труда. Поэтому главные задачи регулирования разработки заключаются в обеспечении наиболее благоприятного соотношения всех показателей ее.

По степени важности и сложности методы регулирования  разработки нефтяных месторождений  в современных условиях представляют собой комплексную проблему нефтепромысловой науки и практики.

Разумеется, эффективное  регулирование процесса разработки нефтяного месторождения немыслимо  без соответствующего контроля за динамикой  показателей извлечения нефти. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений – взаимозависимые и неотделимые стороны одной проблемы [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Основные  показатели разработки нефтяных  залежей и способы их определения

 

 В практике анализа  процесса выработки запасов месторождения  используется комплекс технологических показателей. Основные показатели разработки объекта приведены в таблице 1. При определении показателей необходимы данные о величине балансовых запасов нефти, площади залежи, плотности нефти, воды и объемном коэффициенте нефти. На основе таблицы проводится построение графиков технологических показателей разработки.

Для решения задач  контроля и получения надежных результатов  требуется обеспечение качественного  геолого-промыслового материала о  текущем состоянии разработки залежи. Исходная информация должна содержать достоверное представление геологического строения объекта, величины балансовых запасов нефти, воды и жидкости, объемов закачки, проведенных мероприятий на данном объекте.

Используя первичную  информацию можно провести простой анализ, сопоставление технологических показателей разработки месторождений, фактических и проектных показателей разработки залежи, выяснить причины отклонения.

Сравнение показателей  разработки (интегральных – нефтеотдачи, ВНФ) нескольких объектов лучше проводить в координатах безразмерных параметров. На ранних стадиях разработки, вследствие неустойчивости обводнения продукции залежей, используются зависимости нефтеотдачи от безразмерного времени τ. На поздней стадии – графики нефтеотдачи от обводненности продукции. Рекомендуется также использовать синтетические зависимости нефтеотдачи от ВНФ и ВНФ=f(обводненности или τ), рисунок 1.

Рисунок 1 – Динамика текущего коэффициента нефтеотдачи  Чекмагушевской группы месторождений

 

Как известно, коэффициент  нефтеотдачи, ВНФ во многом зависят от геолого-физических условий. По этой причине исследование эффективности применяемой технологии разработки на рассматриваемом месторождении следует проводить в группе объектов, родственных по геолого-физическим параметрам. Родственность определяется при помощи классификации объектов [1].

 

Таблица 1 – Таблица  основных показателей разработки

Годы

Годовой отбор (пов. усл.), тыс.т

Годовой отбор (пл. усл.), тыс. м3

Накопленный отбор (пов. усл.), тыс.т

Накопленный отбор (пл. усл.), тыс. м3

% обводненности

Nд скв.

N’ скв.

 

нефти

воды

нефти

воды

жидкости

нефти

воды

нефти

воды

жидкости

объемн.

весов.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Календарные годы разработки, начиная с ввода в эксплуатацию

Отбор нефти за каждый год эксплуатации qн, тыс.т

Годовой отбор воды qв, тыс.т. Для определения веса воды объем добытой воды в кубометрах v,  м3 умножают на плотность воды ρ, т/ м3: qв = v ∙ ρ

Годовой отбор нефти  в пластовых условиях, тыс. м3. Для его определения необходимо вес нефти умножить на пересчетный коэффициент Ω=1/(ρн∙θ), где ρн – плотность нефти в пов. усл., т/ м3; θ – усадка нефти, θ=Vпов/Vпласт

Годовой отбор воды, тыс.м3

Годовой отбор жидкости qж, тыс. м3. qж = qн + qв (4+5)

Накопленный отбор нефти  в пов. усл., тыс. т. Qн= Σqн

Накопленный отбор нефти в пов. усл., тыс.т. Последовательное суммирование значений из графы (3). Qв= Σqв

Последовательное суммирование значений из графы (4). Qн = Σqн

Последовательное суммирование значений из графы (5). Qв = Σqв

Последовательное суммирование значений из графы (6). Qж = Σqж

Среднегодовая объемная обводненность продукции fв=(qв/qж)∙100%, или графы (5)/(6)∙100%

Среднегодовая объемная обводненность продукции fв=(qв/qж)∙100%, или графы (3)/(2+3)∙100%

Число действующих добывающих скважин в календарном году

Число работавших добывающих скважин на данный объект в календарном  году, учитывая ликвидированные скважины, пребывающие в консервации и  простое


Продолжение таблицы 1

Sт, га/скв.

S, га/скв.

ΔКи

Ки

ВНФ

qзак, тыс. м3

Qзак, тыс. м3

Nнаг скв.

N’наг скв.

Компенсация

Nнаг/Nд

Темп отбора жидкости

τ

Qзап, тыс. т

Q*зап, тыс. т

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Текущая плотность сетки  скважин Sт равна отношению площади залежи F, га на число действующих скважин Nд, графа (14)

Плотность сетки скважин S равна отношению площади залежи F, га на число работавших скважин N’, графа (15)

ΔКи – прирост коэффициента использования запасов за текущий год эксплуатации или темп отбора нефти. Определяется как отношение годовой добычи нефти к балансовым запасам: ΔКи = qн/Qбал

Ки – коэффициент использования запасов за текущий год эксплуатации или коэффициент нефтеотдачи. Определяется как отношение накопленной добычи нефти к балансовым запасам:

Ки = Qн/Qбал

Суммарный водонефтяной фактор (ВНФ). Определяется как отношение суммарной добычи воды к суммарному отбору нефти: ВНФ = Qв/Qн, графы (10)/(9)

Годовая закачка воды в нагнетательные скважины

Накопленная закачка  воды в нагнетательные скважины по объекту.

Qзак = Σqзак, графа (21)

Число действующих нагнетательных скважин в календарном году

Число работавших нагнетательных скважин на данный объект в календарном  году, учитывая ликвидированные скважины, пребывающие в консервации и  простое

Соотношение закачки  воды и добычи жидкости: qзак/qж или графы (21)/(6)

Отношение числа нагнетательных скважин к действующим добывающим

Темп отбора жидкости определяется как отношение годового отбора жидкости к балансовым запасам  нефти. Обычно величины берутся в  пластовых условиях

Безразмерное время  разработки. Определяется как отношение суммарной добычи жидкости к геологическим (балансовым) запасам нефти. Величины берутся в пластовых условиях, тыс.м3.

τ = Qж/Qбал

Запас нефти, приходящийся на одну действующую добывающую скважину. Определяется как отношение балансовых запасов нефти на число действующих работающих скважин. Qзап = Qбал/Nд

Запас нефти, приходящийся на одну работавшую добывающую скважину. Определяется как отношение балансовых запасов нефти на число работавших скважин. Qзап = Qбал / N’


 

2 Анализ текущего состояния разработки и динамика основных показателей разработки на примере участка нефтяной залежи

 

На долю продуктивного  горизонта ЮС11 приходится 6.3% геологических и 5.2% начальных извлекаемых запасов категории запасов ВС1 Южно-Ягунского месторождения.

На объект ЮС11 приходится 12.1% текущей и 2.3% накопленной добычи нефти месторождения, разработка его ведется с 1986 года. Проектными решениями для объекта ЮС11 запланировано применение обращенной семиточечной системы разработки с размещением скважин сетке 500х500 м. Проектный фонд объекта составляет 255 скважин. Динамика основных технологических показателей за период разработки приведена на рисунках 2 и 3 и в таблице 2.

Рисунок 2 - Динамика добычи нефти, жидкости, закачки и обводненности. Южно-Ягунское месторождение. Объект ЮС11

Рисунок 3 - Динамика дебитов нефти, жидкости и фонда добывающих скважин. Объект ЮС11

Таблица 2 - Динамика основных технологических показателей разработки. Южно - Ягунское месторождение. Объект ЮС11

Годы

Добыча нефти, тыс. т

Добыча жидкости, тыс. т

Накопленная добыча нефти, тыс. т

Накопленная добыча жидкости, тыс. т

Обводненность, %

1986

5

5

5

5

0.0

1987

42

49

44

54

15.0

1988

12

18

56

72

32.8

1989

1

8

57

80

88.7

1990

1

5

58

84

85.3

1991

0

1

58

86

78.3

1992

5

7

63

93

30.6

1993

7

10

70

103

30.5

1994

21

35

91

139

41.1

1995

44

64

135

203

31.5

1996

64

80

199

283

20.1

1997

84

109

283

392

23.3

1998

129

155

411

547

17.3

1999

145

168

556

716

14.0

2000

157

200

713

915

21.3

2001

194

257

907

1173

24.7

2002

187

238

1094

1411

21.5

2003

204

260

1298

1671

21.5

2004

220

292

1518

1961

24.5

2005

231

372

1749

2333

37.9

2006

304

444

2053

2777

31.4

2007

325

524

2379

3301

37.9

2008

338

808

2717

4109

58.2

2009

324

848

3041

4957

61.8


 

 

 

 

Продолжение таблицы 2

Годы

Дебит нефти, т/сут

Дебит жидкости, т/сут

Фонд добывающих скважин, шт.

Фонд нагнетательных скважин, шт.

Закачка воды, тыс. м3

Накопленная закачка воды, тыс. м3

1986

36.0

36.0

3

-

-

-

1987

22.8

26.9

10

-

-

-

1988

8.5

12.6

7

-

-

-

1989

2.4

21.6

1

-

-

-

1990

1.1

7.4

1

-

-

-

1991

1.6

7.4

1

-

-

-

1992

11.5

16.6

6

-

-

-

1993

14.2

20.5

17

-

-

-

1994

6.4

10.9

27

-

-

-

1995

8.0

11.6

30

-

-

-

1996

10.6

13.3

30

-

-

-

1997

11.1

14.5

33

-

-

-

1998

13.7

16.5

26

-

-

-

1999

15.4

17.9

30

1

26

26

2000

14.3

18.2

40

1

38

63

2001

14.3

19.0

47

5

83

146

2002

12.3

15.6

48

5

157

303

2003

14.2

18.1

42

7

171

473

2004

17.0

22.5

52

7

190

663

2005

13.5

21.7

50

11

561

1224

2006

18.8

27.4

49

15

738

1962

2007

18.2

29.2

70

23

1005

2967

2008

12.5

29.9

93

26

1455

4421

2009

11.5

30

93

34

1462

5883


 

Период интенсивного разбуривания объекта ЮС11 приходится на 2006-2008 гг. В этот период было введено 66 скважин, 26 из которых относиться к шестой залежи, 15 к залежи 3+5.

Максимальный уровень  добычи нефти достигнут в 2008 г. (337.9 тыс. т), при темпе отбора от НИЗ – 3.5% и обводненности продукции 58.2%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов за этот год составил 4.6%.

Период с 1994 по 2007 гг. характеризуется  растущей добычей нефти. В этот период отмечается увеличение годовых отборов, связанное с вводом новых высокодебитных скважин, с применением ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пласта. С 2007 г. по настоящее время отмечается устойчивый уровень добычи нефти, характеризующийся нарастанием обводненности продукции.

Добыча нефти в 2009 г. составила 323.7 тыс. т (95.8% от максимального уровня), жидкости – 848 тыс. т, отбор от НИЗ  – 31.3% при текущей обводненности 61.8%, достигнутый коэффициент нефтеизвлечения – 0.098. Закачено 1462 тыс. м3 воды, что обеспечило текущую компенсацию 146.7%. Средний дебит жидкости составил 30 т/сут, нефти – 11.5 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин – 141.4 м3/сут.

По состоянию на 1.01.2010 г. накопленный отбор нефти составил 3041 тыс. т, жидкости - 4957 тыс. т, накопленный водонефтяной фактор 0.6. За всю историю разработки закачано 5883 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 92.7%.

Фонд скважин объекта запланирован в количестве 255 ед., в т.ч. 198 добывающих и 57 нагнетательных. На объекте ЮС11 дополнительно к существующему фонду было размещено 150 скважин, из них 116 добывающих и 34 нагнетательных. На 1.01.2010 г. к бурению осталось 134 скважины (106 добывающих и 28 нагнетательных). В 2009 году планировалось ввести 16 ед., фактически введено 6 новых добывающих скважин.

По состоянию на 1.01.2010 г. на объекте  ЮС11 пробурено 155 скважин. На дату анализа фонд скважин объекта (с Восточным куполом), числящийся на балансе предприятия, составил 140 скважин, из них в действующем фонде находится 116 ед. (85 добывающих и 31 нагнетательная), в бездействии – 11 ед., 9 скважин – в консервации, одна скважина в контрольно-пьезометрическом фонде, и 3 скважины ликвидировано, таблица 3.

Фонд скважин объекта (без Восточного купола), по состоянию на 1.01.2010 г. составил 128 ед. (96 добывающих и 32 нагнетательных). Из них, в действующем фонде находится 108 ед. (79 добывающих и 29 нагнетательных), в бездействии – 11 ед., 8 скважин в консервации и одна скважина в контрольно-пьезометрическом фонде.

Таблица 3 – Характеристика фонда скважин на 1.01.2010 г. Южно-Ягунское месторождение. Объект ЮС11

Наименование

Характеристика фонда скважин

Основное поднятие

Восточный купол

Прочие

Всего

Фонд добывающих скважин

Всего

96

5

5

106

В том числе:

        

Действующие

79

5

1

85

из них: фонтанные

-

-

-

-

ЭЦН

71

5

1

77

ШГН

8

-

-

8

Бездействующие

8

-

-

8

В освоении после бурения

-

-

-

-

В консервации

8

-

1

9

Наблюдательные

-

-

-

-

Пьезометрические

1

-

-

1

В ожидании ликвидации

-

-

-

-

Ликвидированные

-

-

3

3

Фонд нагнетательных скважин

Всего

32

2

-

34

В том числе:

        

Действующие

29

2

-

31

Бездействующие

3

-

-

3

В освоении

-

-

-

-

В консервации

-

-

-

-

Наблюдательные

-

-

-

-

Пьезометрические

-

-

-

-

В ожидании ликвидации

-

-

-

-

Ликвидированные

-

-

-

-

Числится на 1.01.2010 г.

128

7

5

140


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Описание  применяемых методов контроля  разработки залежи

 

Для успешного выполнения целей и задач комплексного контроля за разработкой месторождений предусматривается проведение следующих видов контроля промыслово-геофизическими методами:

  • Контроль за освоением скважин;
  • Контроль за техническим состоянием скважин;
  • Контроль за выработкой запасов.

3.1 Контроль за освоением  скважин

Контроль за освоением скважин производится с целью оценки качества вскрытия продуктивного пласта и установления оптимального режима работы скважины.

Контроль осуществляется в скважинах, вышедших из бурения, из капитального ремонта, после проведения геолого-технологических мероприятий.

Исследования добывающих скважин  при их освоении сводится к определению  интервалов перфорации, дебита, обводненности, профиля притока, источника обводнения продукции скважины, коэффициентов продуктивности и гидропроводности, степени загрязненности призабойной зоны пласта (оценка совершенства вскрытия пласта). Комплекс исследований включает в себя следующие методы: ГК, ЛМ, ТМ, РГД, СТИ, ИР, ВГД.

Исследования нагнетательных скважин  на стадии освоения предусматривают  определение интервалов перфорации, интервалов поглощения воды, приемистости, заколонной циркуляции, оценку приведенного радиуса скважины. В комплекс исследований входит: ГК, ЛМ, ТМ, МН, РГД на различных скоростях (5-10 скоростей).

Таблица 4 приводит скважины, выходящие из бурения, запускаемые из бездействующего фонда и переводимые на другой объект разработки для проведения в них ПГИ по оценке профиля, состава притока и техсостояния.

Виды, объемы и периодичность  работ представляет таблица 5. Комплекс исследований по контролю за разработкой представляет таблица 6.

Таблица 4 - Скважины, рекомендуемые для проведения ПГИ

Год

2011

2012

2011

2012

2011

2012

Объект

БС10

БС11

ЮС1

ПГИ при освоении (переводе) в добывающих

5032

1913

  

2934

4733

1679У

2319

  

ПГИ при освоении (переводе) в нагнетательных

1712

2718

2719

2720

2017У

2721

2270

2661

2595

        

ПГИ в горизонтальных стволах

1937

1777

1838

708

466У

263

344

1423У

1065

5239

  

385

1699У

  

ПГИ до и после ГРП

162

278

477

526

534

535

604

1151

1285

658

165

508

537

539

616

629

667

729

1219

1242

692

2092

560

572

603

  

560

572

603

908

5250

2037Н

680У

4743

301П

ПГИ после ГТМ (РИР, ОПЗ и др.)

451

756

831

5075

1054

1839У

838

871

501

1537

1714

1800У

348

372

374

376

950

220

1423У

1424

813

488

571

1727

3418

5045У

468

519

687

764

791

229

601

622

789

806

240

252

1908

373

918

919

5059Н

5074Н

1891

210

740

1870У

546

400

554

1585

1100Б

597

421

795

1537

728

933

1535

5120У

1149

676

2319

5421

5153Л

4232

4627

932

4271

4637

ПГИ в добывающих (КРС)

133 скв.

124 скв.

23 скв.

23 скв.

10 скв.

16 скв.

ПГИ в нагнетательных

149 скв.

158 скв.

51 скв.

50 скв.

16 скв.

16 скв.

Исследования по определению  текущей нефтенасыщенности

    

2934

4733

1679У

    

 

 

 

Таблица 5 - Программа промыслово-геофизических исследований скважин

№ п/п

Цель проводимых работ

Виды работ

Срок исполнения

Исполнители

Контроль за освоением  добывающих скважин после бурения, капремонта, после ГТМ

1

Определение интервалов перфорации, притоков (поглощения) и источников обводнения

Методы термометрии, магнитного локатора муфт, дебитометрии, методы на состав притока

Разовые (в скважинах, вышедших из бурения, капитального ремонта, после ГТМ, изоляционных работ)

ТПП "КНГ"

2

Определение коэффициента продуктивности (приемистости), гидропроводности, пластового давления, оценка совершенства вскрытия

Метод восстановления давления (уровня), методы падения давления, метод установившихся отборов (закачек)

Разовые исследования

ТПП "КНГ"

Контроль за техническим состоянием скважин

3

Определение интервалов негерметичности колонн

Методы расходометрии, меченой жидкости, ГК

При наличии отклонений в работе скважин

ТПП "КНГ"

4

Определение источников обводнения

Термометрия, расходометрия, методы на состав

При наличии отклонений в работе скважин

ТПП "КНГ"

5

Определение глубин забоя, подвески НКТ, глубины установки  оборудования

Магнитный локатор муфт

При наличии отклонений в работе скважин

ТПП "КНГ"

6

Контроль за работой  технического оборудования насосных скважин

Эхолоты, шумометры, индикаторы притока, термометрия

При наличии отклонений в работе скважин

ТПП "КНГ"

Контроль за выработкой запасов

7

Изучение охвата пласта разработкой, контроль за его заводнением

Методы расходометрии, термометрии, нейтрон - нейтронного каротажа меченой жидкости, локатор муфт, ГК.

1 раз в год (25% от  действующего фонда добывающих и 50% от действующего фонда нагнетательных скважин)

ТПП "КНГ"

8

Контроль за положением ВНК и оценка изменения насыщенности пластов

Метод импульс. нейтрон нейтронного каротажа по тепл. нейтронам (ИННКТ-40), термометрия

1 раз в год (100 % опорной  сети)

ТПП "КНГ"

9

Количественная оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности

Электрический коротаж  через стальную колонну, ИНГК-С (С/О-кароттаж)

1 раз в год (100 % опорной сети)

ТПП "КНГ"

10

Оценка нефтенасыщенности  в скважинах, пробуренных в заводняемых зонах пласта

Методы электрометрии  и радиометрии

Разовые исследования

ТПП "КНГ"


 

Таблица 6 - Комплекс промысловых, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой

 

№ п/п

Категории и виды скважин

Промысловые и гидродинамические  исследования

Промыслово-геофизические  исследования (ГИРС)

Дебит (приемистость) жидкости

Обводнен-ность продукции

Газовый фактор

Устьевое давление

Затрубное давление

Определение забойного давления (динамичес-кий уровень)

Определение пластового давления  (статический уровень)

Метод восстановления (падения) давления (уровня)

Метод установившихся отборов (закачек)

Отбор глубинных проб на физико-химический анализ нефти

Отбор и химический анализ поверхностных  проб нефти

Отбор и химический анализ воды

Профиль притока, источники обводнения

Профиль приемистости

Определение заколонной циркуляции

Пластовая температура

Контроль положения  ВНК и изменения насыщенности

Обследование технического состояния скважин

Низкодебитные (до 5 т/сут)

Средние и высокодебитные (свыше 5 т/сут)

При автоматизтрованном замере

При ручном замере

Рзаб. > Р нас.                                       Рпл. >Р нас.

Рзаб. < Р нас.                                                  Рпл. >Р нас.

При Рпл. < Р нас.

Рзаб. > Рнас.

Рзаб. < Рнас.

Безводные скважины

Обврдненная скважина, объект однопластовый

Обводненная скважина, объект многопластовый

Объект однопластовый

Объект многопластовый

При автоматизированном замере

При ручном замере

При автоматизированном замере

При ручном замере

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

31

 

Систематические замеры

                                                        

1

1. Добывающие

                                                        

1.а

а) действующие

            

Р

1кв

1м

1кв

1м

1кв

1м

Р

Р

С

С

С

С

Р

Р

Р

    

Р

    

Р

 

из них:    фонтанные

    

Е

2рн 1н

≥ 1н

2рн

                                            
 

                оборудованные ЭЦН

    

Е

2рн 1н

≥ 1н

2рн

                                            
 

                оборудованные ШГН

3рн

1н

Е

1н

≥ 1н

1н

                                            

1.б

б) опорной сети

3рн

1н

Е

2рн

≥1н

2рн

1г

1кв

1м

1кв

1м

1кв

1м

3рг

3рг

С

С

С

С

              

С 

Р

2

2. Нагнетательные

                                                        

2.а

а) действующие

    

Е

1н

          

1кв

1кв

Р

  

Р

Р

С

    

С

      

2г

2г

Р

    

Р

2.б

б) опорной сети

    

Е

1н

          

1кв

1м

1кв

  

3рг

Р

С

    

С

      

1г

1г

Р

    

Р

3

3. Пьезометрические

                          

1кв

                      

1кв

    
 

Разовые замеры

                                                        

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

31

4

При вводе в эксплуатацию

                                                        

4а

а) на нефть

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

    

Р

Р

Р

Р

          

Р

4б

Б) под закачку

    

Р

Р

         

Р

Р

Р

  

Р

Р

Р

            

Р

Р

Р

    

Р

5

8. Скважины, по которым проводятся  геолого-технические мероприятия  (ремонты), связанные с изменением  оборудования или режима эксплуатации, состояния призабойной зоны, с изоляцией или приобщением пластов либо без

                                                        

5а

а) перед ГТМ

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

    

Р

Р

Р

Р

          

Р

5б

б) после ГТМ

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

    

Р

Р

Р

Р

          

Р

6

9. Перед переводом добывающих скважин в нагнетательные

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

    

Р

Р

Р

Р

          

Р

7

10. Скважины, переводящиеся в пьезометрические

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

Р

    

Р

Р

Р

Р

          

Р

Условные обозначения:

                                                        

Е      - исследования ежедневно;

1м  - исследования 1 раз в месяц;

3рг - исследования 3 раза в год;

* отбор устьевых проб жидкости  при ручном замере производится одновременно с определением дебита  жидкости

3рн  - исследования не реже 3-х  раз в неделю;

1кв - исследования 1 раз в квартал;

Р    - исследования разовые;

2рн  - исследования 2 раза в неделю;

1г - исследование 1 раз в год;

С    - по специальной программе;

≥ 1н – исследования 1 раз в  неделю и более;

2г - исследование 1 раз в 2 года;