Инспекция скважин

Источники и причины загрязнения вод

По данным Минэкологии РТ (ПР № 4038/12.) «Основным источником загрязнения питьевых вод применительно к месторождениям нефти являются скважинные заколонные перетоки минерализованной воды и, как следствие, засоление почв и запасов питьевой воды».

Проблема загрязнения пресноводных горизонтов нефтепродуктами и минерализованными водами в районах нефтедобычи является актуальной для всех регионов России. Как происходит загрязнение? Ведь изначально скважина хорошо герметезирована, и даже если она проходит через водоносные слои, то место «прокола» запломбировано. С течением времени  все меняется. Бетон разрушается, сталь корродирует. На эти процессы очень сильно влияют особенности геологии.

Прогрессирующие объемы нарушения герметичности обсадных колонн в приустьевой зоне (0- 200 м от устья) приводят к появлению всевозможных вертикальных и горизонтальных фильтраций воды и нефти и как следствие, к проблемам экологического и экономического порядка:

• Повышение коррозионной активности воды ввиду ее постоянного обновления и, как следствие, сокращения службы колонны, в осложнении обслуживания скважин, вследствие поступления жидкости, в том числе с нефтью и сероводородом, на дневную поверхность.
• Разрушение нефтебитумных и газоносных пластов в верхней части разрезов скважин.
• Загрязнение пресноводных горизонтов нефтепродуктами и минерализованными водами в районах нефтедобычи.

Проблемы выявления источников загрязнения

На сегодняшний день в стране нет универсального комплекса мер по выявлению источников загрязнения, их ликвидации и последующей реабилитации пресноводных горизонтов.

Один из наиболее проработанных методов диагностики основан на измерении температуры стенок колонны и дополняется измерением уровня акустических шумов датчиками, погруженными в жидкость, которой заполнены скважины. К сожалению, этот метод дает осечку на старых скважинах. Дело в том, что пластовое давление на эксплуатируемых месторождениях падает, как следствие, уровень жидкости в колонне скважин на месторождениях РТ находится ниже статического порядка в 70% скважин.

Оба указанных метода неприменимы для определения заколонных перетоков в скважинах выше уровня жидкости (т.е. в воздушной среде) в колонне, так как они являются методами «контактного» типа. Подготовка таких скважин к исследованиям по выявлению заколонных перетоков стандартными методами требует установки отсекающих цементных мостов или установки пакеров для заполнения обсадной колонны жидкостью до устья, что приводит к значительным затратам средств и потерям рабочего времени бригад ПРС (КРС) в ожидании восстановления температурного режима.

Прорыв в решении этой проблемы мы видим в расширении опытно-промышленного применения Инфракрасного Скважинного Тепловизора (ИТПС). НПП «Региональный Инженерный Центр» (г.  Казань) в сотрудничестве с технико-геологическими службами НГДУ «Альметьевнефть» и АУГР разработали неконтактный индикатор теплового градиента скважин. С его помощью  определение зоны заколонных перетоков  выше уровня жидкости в обсадной колонне существенно облегчается. При этом нет необходимости в проведении специальных дорогостоящих операций по подготовке скважины и привлечении бригады КРС.

Методика исследования ИТПС прошла опытно-промышленную эксплуатацию в 2001-2004 гг. Исследовано более 190 скважин. Получен значительный экономический эффект. Ниже можно ознакомится с материалами и результатами этих работ.