12.2 Комплексы исследований
12.2.1 Комплекс исследований для выбора оптимального режима работы скважины и определения эксплуатационных характеристик пластов составляют токовая и индукционная резистивиметрия, влагометрия, плотнометрия, термометрия, расходометрия, барометрия, акустическая шумометрия. Привязку полученных данных к глубинам и муфтам эксплуатационной обсадной колонны и НКТ выполняют по материалам ГК и локатора муфт и отверстий (ЛМ).
Для изучения процессов вытеснения нефти и газа в пласте выполняют нейтронный (НК) или спектрометрический нейтронный (НК-С) каротажи, импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О), ГК (на месторождениях с установленными радиационными эффектами), АК, а также ИК, ДК, если скважины обсажены неметаллическими обсадными трубами.
12.2.2 Условия проведения ПГИ определяются геологическими особенностями залежи, назначением и технологией эксплуатации скважины, ее конструкцией, техническим состоянием, физическими свойствами флюидов в стволе скважины, состоянием и поведением пластов, вскрытых скважиной. По скорости движения флюидов в стволе скважины и, соответственно, скорости изменения геофизических параметров во времени различают стационарные, нестационарные и квазистационарные условия.
12.2.2.1 Стационарные условия характеризуются отсутствием зависимости измеряемых параметров от времени. Стационарные условия исследований характерны для длительно простаивающих скважин.
12.2.2.2 Нестационарные условия характеризуются существенной зависимостью параметров во времени. Они наблюдаются при резких изменениях режимов работы скважины — ее пуске, остановке, изменении депрессии на пласт.
12.2.2.3 Условия называют квазистационарными, если изменение параметров происходит настолько медленно, что ими можно пренебречь. Квазистационарными считаются условия в скважине, длительное время работающей со стабильным расходом. Длительность работы может меняться от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от производительности скважины и депрессии на пласт. Квазистационарными являются также условия в интервалах стабильных межпластовых перетоков простаивающих скважин.
12.2.3 Общие процедуры, присущие технологиям ПГИ, включают действия, предусмотренные разделом 6, и дополнительные действия, которые сопровождают только технологии исследований в действующих скважинах.
Дополнительные требования ПГИ обусловлены необходимостью получения данных разновременных измерений для их последующего сравнительного анализа и выявления на этой основе каких-либо характеристик флюидов в стволе скважины, продуктивных пластов и эксплуатируемых залежей. Они содержат также требования, связанные с контролем качества первичных данных. Суммарно они включают:
- получение начальных (фоновых) геофизических характеристик изучаемого объекта — естественной гамма-активности, нейтронных параметров, упругих свойств, естественного температурного поля, - а также сведений о состоянии обсадной колонны и цементного камня, об эффективных толщинах, коэффициентах пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород, характеризующих объект до начала эксплуатации скважины (залежи);
- регистрацию при каждом исследовании положений муфт обсадной колонны, ГК или НК для привязки данных измерений;
- определение текущего состояния многолетнемерзлых пород и конструкции скважины в интервале их залегания;
- выполнение исследований в интервале, превышающем по протяженности изучаемый объект, с целью получения данных против опорных пластов и в интервалах глубин с невозмущенными характеристиками;
- выполнение повторного измерения по всему интервалу основной записи при условии постоянного режима работы скважины;
- проведение исследований с применением лубрикаторов в газовых скважинах, а также в нефтяных, в которых ожидается избыточное давление на устье;
- в газовых скважинах с высоким давлением на устье для спуска приборов применение специальных грузов; длина скважинного прибора с грузами должна быть меньше длины лубрикатора не менее чем на 1 м.
12.2.4 В зависимости от проведения в скважине перед началом или в процессе исследований каких-либо технологических операций технологии ПГИ подразделяют на стандартные и активные. К первым относят исследования, выполняемые при определенных, но статических условиях в скважине. Суть активных технологий состоит в проведении измерений в процессе различных воздействий на пласт или скважину в целом: химических, термических, гидродинамических, закачек меченых веществ и т.п.
12.3 Стандартные технологии исследований
12.3.1 Стандартные исследования проводят согласно типовым схемам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Перечень операций, выполняемых в каждой технологии, определяется назначением скважины, способом и режимом ее эксплуатации и решаемыми задачами.
12.3.2 В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных, контрольных, пьезометрических) выполняют измерения, данные которых сопоставляют с данными фоновых замеров с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния обсадной колоны и цементного камня. Комплексы исследований определяются решаемыми задачами.
12.3.2.1 Данная технология предусматривает выполнение замеров одиночными методами
ГИС с периодичностью от нескольких недель до нескольких месяцев.
12.3.2.2 В наблюдательных скважинах ПХГ время проведения замеров привязывают к циклам эксплуатации (закачка, отбор, нейтральные периоды).
12.3.3 В действующих скважинах проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. При этом, как правило, выполняют одноразовые геолого-промысловые исследования (НК, ИНК, ГК, АК, ИК, ДК) и многократные
ПГИ (резистивиметрию, влагометрию, термометрию, расходометрию, барометрию, акустическую шумометрию) при смене условий в скважине.
12.3.3.1 В скважинах, работающих со стабильным расходом (нагнетательных, фонтанных, добывающих), а также находящихся в освоении и работающих в режиме фонтанирования, последовательно проводят:
- измерения в технологическом режиме эксплуатации;
- серию измерений на установившихся режимах, отличающихся депрессиями на пласты;
- серию разновременных измерений непосредственно после прекращения эксплуатации;
- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых восстановления давления и температуры после прекращения эксплуатации;
- серию разновременных измерений непосредственно после пуска или изменения дебита скважины;
- регистрацию на фиксированной глубине во времени кривых стабилизации давления и температуры после пуска или изменения дебита скважины.
12.3.3.2 В скважинах ПХГ, работающих со стабильным расходом в циклическом режиме, перечисленные технологии исследований привязывают к конкретным циклам эксплуатации хранилища (закачка, отбор). При стабильной эксплуатации (в периоды закачки или отбора) исследования проводят согласно требованиям пп. 12.3.3.1.
12.3.3.3 В скважинах, работающих с нестабильным расходом (в процессе компрессирования, свабирования, в режиме накопления и др.), а также в осваиваемых низкодебитных скважинах, характеризующихся нестационарными условиями исследований, используют следующие элементы технологии:
- регистрацию серии разновременных диаграмм по глубине в процессе изменения режима работы скважины (или ее возбуждения), а также на последующем этапе затухания притока;
- регистрацию на фиксированной глубине кривых изменения во времени давления и температуры при пуске или изменении режима работы скважины, в том числе — кривых изменения давления на забое скважины при подъеме уровня жидкости в стволе;
- регистрацию кривых изменения во времени давления на устье скважины (на буфере, в межтрубье) и на забое;
- фиксацию текущего местоположения фазовых уровней (уровней жидкости и раздела «вода- нефть») эхолотом или путем регистрации непрерывных диаграмм методами оценки состава флюидов в интервале перемещения уровней.
12.3.3.4. В скважинах, работающих в нестационарном режиме с нестабильным расходом
(компрессируемых, свабируемых, работающих в режиме накопления и пр.), комплекс измерений технологического и эксплуатационного контролей повторяют:
- в технологическом режиме эксплуатации и в остановленной скважине (при простое скважины после остановки в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима скважины (температуры, давления, дебитов газа, нефти, воды);
- во времени на нескольких установившихся режимах нагнетания (отбора), отличающихся депрессиями на пласты (после стабилизации параметров на каждом режиме в течение 5-10 ч и более) с одновременной фиксацией на устье параметров технологического режима
(температуры, давления, дебитов флюидов);
- в простаивающей после эксплуатации скважине (через 0,5-2; 3-5; 7-10; 15-24 ч после прекращения эксплуатации);
- давления и температуры на фиксированной глубине в простаивающей после эксплуатации скважине (в период от 5-10 до 24 ч и более в зависимости от интенсивности предшествующей работы и фильтрационных характеристик пласта);
- непосредственно после пуска или изменения дебита скважины через 0,5; 1; 2; 3; 5 ч;
- изменения во времени давления и температуры на фиксированной глубине после пуска или изменения режима работы скважины (в период от 1-2 до 5-10 ч после изменения в зависимости от дебита скважины).
12.3.3.5 В малодебитных скважинах, работающих в режиме пульсирующего газожидкостного потока с пробковой или кольцевой структурами, дополнительно проводят регистрацию временных флуктуаций давления и показаний других методов изучения «притока- состава». Продолжительность цикла регистрации флуктуаций составляет 10-20 мин.
Флуктуационные измерения проводят в обособленных интервалах конструкции скважины (в
НКТ, в колонне выше продуктивной толщи, между основными совместно эксплуатируемыми объектами, в зумпфе при подозрении на его негерметичность) в перерывах между измерениями этих параметров в динамическом режиме.
12.4 Активные технологии исследованийАктивные технологии применяют в скважинах, находящихся в эксплуатации, когда стандартные технологии ПГИ оказываются неэффективными. Их выполняют по индивидуальным программам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Технология выполнения заключается в проведении геофизических измерений в процессе активных воздействий на пласты, к которым относят:
- химические воздействия — обработки пород соляной, плавиковой и другими кислотами;
- термические — прогрев пласта либо закачка в пласт воды с другой температурой;
- гидродинамические — снижение и повышение уровня флюидов в скважине (методика переменных давлений);
- закачку в исследуемые пласты меченых веществ, которые представляют собой жидкости, обогащенные искусственными радиоактивными изотопами либо содержащие вещества с аномальными свойствами поглощения нейтронов;
- наведение искусственной гамма-активности пород.
Последовательность операций в активных технологиях включает проведение серии измерений: фоновых — до начала воздействия; в процессе воздействия; непосредственно после воздействия и в ходе расформирования эффектов, вызванных воздействием.
12.5 Технологии решения отдельных задачПрименение стандартных и активных технологий и рекомендуемых комплексов ПГИ должно обеспечить получение следующих результатов:
12.5.1 Выбор оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля (п. 12.2.1). Исходными параметрами для этого являются:
- общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов — газа, нефти и воды;
- обводненность продукции;
- работающие интервалы — отдельно по каждому флюиду;
-
профили притоков или приемистости;
- положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;
- критерии режима работы скважины — устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.
12.5.2 Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.
Исходными параметрами являются:
- интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);
- параметры работы фильтра;
- относительные интервальные расходы (профили притоков или приемистости);
- пластовое давление;
- величина депрессии (репрессии);
- гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;
- характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);
- плотности флюидов в стволе скважины и объемные доли каждого флюида по стволу скважины.
12.5.2.1 Методы оценки состава флюида, заполняющего ствол скважины, — косвенные.
Необходимыми условиями для придания их результатам статуса количественных определений являются доказательства отсутствия затрубной циркуляции и однородная структура потока флюидов в стволе скважины - будь это водонефтяная эмульсия или дисперсный газожидкостный поток.
Результаты измерений методами, использующими проточный тип датчика (влагометрия, плотнометрия) в условиях многофазных потоков, должны рассматриваться как индикаторные даже при наличии метрологического обеспечения.
12.5.2.2 Для определения гидродинамических параметров эксплуатируемых объектов проводят профильную или точечную измерения баро- и расходометрию на нескольких (3-5) режимах работы скважины, разновременные измерения профилей геофизических параметров при смене режимов работы скважины, регистрацию кривых восстановления и стабилизации давлений и температур, а также кривую восстановления давления на забое скважины. В ходе регистрации последней кривой контролируют изменение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве (между НКТ и обсадной трубой) методами оценки состава или с помощью устьевых эхолотов.
12.5.3 Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.
12.5.3.1 Выбор объектов интенсификации осуществляют по данным методов ПГИ и дополнительно - акустического каротажа. Применение последнего целесообразно при проектировании гидроразрыва пласта.
12.5.3.2 Для контроля за процессами воздействия на пласты применяют:
- при соляно-кислотной обработке — метод искусственных радиоактивных изотопов, временные измерения ИННК с регистрацией содержания хлора в прослоях, подвергнутых обработке;
- при тепловых воздействиях: термометрию и расходометрию при термобарохимическом воздействии; термометрию при воздействии водяным паром; термометрию и нейтронный каротаж при внутрипластовом горении;
- при гидроразрыве пласта — метод искусственных радиоактивных изотопов, термометрию
(при различных значениях температуры задавливаемой жидкости и пласта), акустический каротаж;
- при гидродинамическом воздействии - нестационарную барометрию или серию комбинированных замеров барометрии и расходометрии на стационарных режимах;
- при акустическом воздействии - ННК-Т в варианте временных измерений.
12.5.3.3 Оценку эффективности результатов интенсификации выполняют по данным расходометрии и термометрии.
12.5.4 Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводненные толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.
12.6 Технологии решения задач отдельными методами
Возможности отдельных методов геофизических исследований для решения задач ПГИ определяются геологическими характеристиками коллекторов (коэффициенты пористости, проницаемости, глинистости, нефтегазонасыщенности, удельное электрическое сопротивление
пластовых и нагнетаемых вод), способом и режимом эксплуатации скважины и залежи, составом добываемых флюидов.
12.6.1 Нейтронный каротаж со стационарными источниками (НГК, НК) применяют для определения положений газожидкостных контактов в неперфорированных и перфорированных интервалах в скважинах, обсаженных трубами из любых материалов.
Во вновь пробуренных скважинах исследования проводят не ранее чем, через 7 суток после цементирования колонны. При исследовании перфорированных пластов уровень жидкости в стволе скважины должен быть ниже статического для обеспечения минимального проникновения жидкости из скважины в пласт. В фонтанирующих скважинах и скважинах, оборудованных штанговыми насосами, измерения проводят малогабаритными приборами через насосно-компрессорные трубы или межтрубное пространство в процессе работы скважины.
Методы НГК, НК являются основными при исследовании газоводяных залежей с относительно невысокими пластовыми давлениями и неконтролируемой минерализацией пластовых вод. Положение ГВК устанавливают:
- по началу увеличения показаний зондов против слабоглинистых коллекторов в условиях отсутствия или небольшой глубины зоны проникновения;
- по превышению показаний большого зонда над малым — методика двухзондового НК;
- сравнением показаний текущего и фонового измерений (методика временных измерений) при обеспечении идентичности их выполнения (конструкция и заполнение ствола скважины, тип аппаратуры и т. п.).
При исследовании газонефтяных залежей используют временные измерения НГК и НК, по результатам которых нефтенасыщенные прослои отмечаются совпадением показаний, а газонасыщенные - их расхождением во времени.
Возможности исследований нефтеводяных заложен ограничены. Наиболее надежно ВНК устанавливают в пластах с высокой пористостью при вытеснении нефти водой с минерализацией более 120 г/л. Модификация спектрометрического нейтронного гамма- каротажа (НГК-С) более чувствительна к содержанию хлора и обеспечивает более достоверную фиксацию ВНК, чем метод НГК.
12.6.2 Импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О-каротаж) применяют в неперфорированных и перфорированных интервалах. Интервал регистрации должен охватывать продуктивные пласты, опорные пласты с известной насыщенностью и интервалы глинистых перемычек и покрышек.
Допускается выполнение измерений в отдельных точках разреза, если непрерывная регистрация не обеспечивает необходимой точности. Общее число измерений в точках должно быть не менее 30, в том числе не менее 10 измерений в опорных водонасыщенных пластах и не менее 3
— в глинах. Для количественной интерпретации данных необходима информация о литологическом составе и пористости пород, установленная по результатам исследований в открытом стволе.
При исследовании газоводяных залежей использование ИНК целесообразно при низкой информативности стационарного НК (обычно при высоких пластовых давлениях) либо при проведении комплексных исследований с решением нескольких задач. В газонефтяных залежах рекомендуется применять ИНК в интегральной модификации в вариантах одиночных измерений, повторных измерений во времени, по методике временных задержек. ИНК является наиболее информативным методом для исследований нефтеводяных залежей. Его спектрометрические модификации более информативны, чем интегральные.
Основное
ограничение использования ИНГК, ИННК связано с низкой минерализацией вод
— произведение последней на коэффициент пористости должно быть не ниже 8-10 мг/см
3 в зависимости от глинистости и разности начального и конечного коэффициентов нефтенасыщенности. Неблагоприятными условиями для определения ВНК являются: низкая
(менее 50 г/л) минерализация пластовых вод; пресные обводняющие воды при низкой минерализации остаточной воды; близкое объемное содержание солей в обводняющемся и нефтяном пластах. В пластах с высокоминерализованными пластовыми водами обводнение пресными закачиваемыми водами может быть установлено по данным регулярных измерений
ИННК. Необходимым условием является малый интервал времени между повторными измерениями, обеспечивающий определение прохождения осолоненного фронта вод. Во всех случаях рекомендуется использовать С/О-каротаж, позволяющий решать задачи при произвольной минерализации пластовых (нагнетаемых) вод.
12.6.3 Волновой АК имеет потенциальные возможности при определении положений межфлюидных контактов для всех типов залежей. Необходимым условием является установленное сцепление цементного камня с колонной и породами.
12.6.4 Методы электромагнитного каротажа — индукционный и диэлектрический — выполняют в скважинах, обсаженных неметаллической колонной. Решение задачи для газоводяных и нефтеводяных залежей производят так же, как в открытом стволе. При низкой или неизвестной минерализации вод использование диэлектрического каротажа предпочтительнее.
12.6.5 Временные измерения ГК иногда информативны для выделения обводненных пластов в нефтеводяных залежах . Определение основано на радиогеохимическом эффекте (РГЭ)
-возрастании естественной радиоактивности, более чем на 10 % по сравнению с фоновыми показателями, против обводненной части пласта независимо от минерализации нагнетаемой воды. Эффект не универсален и возможность его использования определяют применительно к району работ.
12.7 Требования к обработке и оформлению материалов
12.7.1 Редактирование первичных данных ПГИ, формирование файла недропользователя, экспресс-обработку данных и выдачу, при необходимости, твердых копий осуществляют непосредственно на скважине; полную оперативную интерпретацию и подготовку окончательного заключения проводит интерпретационная служба производителя работ.
12.7.2 Файл недропользователя должен содержать:
- заголовок;
- схематическое изображение сборки приборов с указанием общей длины и диаметров приборов, точек записи;
- схематическое изображение конструкции скважины с указанием мест установки технологического оборудования, сведения о лубрикаторе;
- фоновые, основные и повторные измерения с указанием условий их выполнения;
- калибровочные данные, полученные до и после проведения измерений.
Файл недропользователя формируют в формате LIS.
12.7.3 Окончательное заключение должно содержать: пояснительную записку с результатами интерпретации и аргументированными выводами; табличные и графические (кроссплоты, графики, сопоставления кривых) приложения, необходимые для обоснования выводов.
Окончательное заключение должно сопровождаться сводным планшетом, содержащим 2-3 кривые ГИС (например, ГК, ДС, ПС), характеризующие исследуемый интервал разреза, кривую локатора муфт, кривые основного замера ПГИ с выделенными на них признаками решения заданной задачи.
12.7.4 Содержание твердых копий должно полностью отражать файл недропользователя.
12.7.5 Документацию результатов исследований формируют согласно требованиям п. 6.6.5.
13 ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В
СКВАЖИНАХ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ И БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ
13.1 Привязка интервалов испытаний инструментами на трубах
13.1.1 В необсаженных скважинах испытания пластов инструментами на бурильных трубах выполняют в процессе бурения с целью:
- оценки фильтрационных свойств и характера насыщенности пластов с неоднозначными характеристиками и исключения пропусков продуктивных объектов;
- подтверждения характера насыщенности пластов на месторождениях с установленными положениями межфлюидных контактов и расчетов гидродинамических параметров этих пластов, которые необходимы для составления технологических схем и проектов разработки залежей.
13.1.2 В обсаженных скважинах объектами испытаний являются перфорированные интервалы. Работы проводят с целью освоения объектов эксплуатации, интенсификации добычи нефти методом депрессионного и гидроимпульсного воздействий (метод переменных давлений
— МПД), проверки герметичности цементных мостов и колонн при наличии обоснованных подозрений на отсутствие их герметичности.
13.1.3 В необсаженных скважинах геофизические исследования выполняются с целью выбора объекта испытаний и привязки ИПТ к разрезу, включает — кавернометрию, ПС (или ГК,
НК), ИК (или БК), которые выполняют непосредственно перед испытанием после разбуривания испытуемого интервала, так как эффективность испытаний существенно повышается при уменьшении промежутка времени, прошедшего между разбуриванием и испытанием пород.
Задачи комплекса заключаются в выделении общих толщин предположительно проницаемых пород, подлежащих испытанию, и в выборе интервалов ствола с номинальным диаметром скважины для установки пакеров ИПТ.
Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике «каротаж- испытание-каротаж», то непосредственно после проведения испытаний повторно регистрируют данные БК (ИК), ГК, НК.
13.1.4 В обсаженных скважинах для привязки ИПТ к разрезу выполняют комплекс ГИС, который позволяет установить положение в скважине интервала перфорации — ГК, НК, ЛМ.
13.1.5 Технологическая схема выполнения ГИС и контроль качества материалов не отличаются от описанных в разделе 6.
13.2 Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия коллекторов13.2.1 Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов перфорацией требуется для решения задач:
- контроля за спуском в скважину перфоратора на кабеле;
- привязки интервалов перфорации к геологическому разрезу;
- контроля за фактом и полнотой срабатывания перфоратора;
- определения фактического положения интервала перфорации;
- оценки качества прострелочных работ.
13.2.2 Контроль за спуском перфоратора обеспечивают, комплектуя его в одной сборке с локатором муфт (ЛМ) и зондами ГК и/или НК, если детекторы последних выполнены в противоударном исполнении.
Для выполнения требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Единых правил безопасности при взрывных работах» перед спуском перфоратора (во время шаблонирования или после) необходимо провести регистрацию значений температуры и давления от устья до интервала перфорации.
13.2.3 Привязку к глубине интервала перфорации обеспечивают с помощью тех же методов -
ЛМ, ГК, НК. Привязку реализуют посредством следующих операций:
- в скважину опускают до искусственного забоя сборку модулей ЛМ, ГК, НК и при ее
подъеме проводят запись кривых с детальностью, соответствующей детальности этих кривых, полученных ранее;
- сопоставляют кривые по глубине и над верхней границей планируемого интервала перфорации на привязочных кривых ГК, НК, ЛМ ставят метку;
- на геофизическом кабеле между устьем скважины и подъемником завязывают привязочную метку, хорошо различимую для машиниста подъемника, положение которой соответствует метке, выставленной на кривых ГК, НК, ЛМ;
- по кривым ГК, НК и ЛМ рассчитывают расстояние от привязочной метки до нижней границы планируемого интервала перфорации.
При вскрытии пласта «снизу-вверх» положение первой метки на кабеле для установки перфоратора находят, откладывая на кабеле от привязочной метки в сторону подъемника отрезок, равный длине интервала перфорации, и завязывая в его конце двойную метку.
13.2.4 Факт срабатывания перфоратора устанавливают по звуковым эффектам, сейсмоакустическим сигналам, рывку кабеля. Для перфораторов, спускаемых на кабеле, срабатывание фиксируют по замыканию электрической цепи перфоратора, вызванному скважинной жидкостью. Оценку полноты срабатывания корпусных перфораторав и перфораторов, спускаемых на НКТ, выполняют внешним осмотром после их извлечения из скважины.
Для разрушающихся перфораторов оценка полноты срабатывания решается по материалам исследований акустическим телевизором (сканером).
13.2.5 Определение фактического положения интервала перфорации является обязательным во всех случаях, кроме спуска перфоратора на НКТ. Контроль положения интервала перфорации осуществляют:
- локацией муфт и отверстий (ЛМ);
- по данным термометрии, если они получены непосредственно после перфорации
(эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов);
- по данным электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии колонн, которая также эффективна в случае применения бескорпусных перфораторов, создающих трещины в обсадных трубах или раздувающих их;
- по результатам АК-сканирования.
При проведении дострелов и уплотнения перфорации определение фактического положения достреленного интервала устанавливают по результатам термометрии и АК-сканирования.
13.3 Сверлящая перфорация
13.3.1 Сверлящую перфорацию применяют для избирательного повторного вскрытия без ударного воздействия тонких нефтенасыщенных пластов, расположенных рядом с
водонасыщенными породами, и для создания ремонтных отверстий в многоколонных скважинных конструкциях при ремонте скважин.
Разные модели сверлящих перфораторов позволяют производить вторичное вскрытие коллекторов в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. При необходимости сверления нескольких отверстий в одной плоскости прибор комплектуют модулем углового ориентирования, который осуществляет поворот перфоратора вокруг его оси на заданный угол
(без азимутальной привязки углов).
13.3.2 После получения заявки на проведение работ подготовка к проведению сверлящей перфорации заключается в получении материалов ГИС, необходимых для привязки интервала перфорации к разрезу; в ревизии скважинных приборов согласно требованиям эксплуатационной документации; проверке электрической изоляции приборов и наземных устройств (трансформатора, панели управления и автоматического выключателя).
Пробным пуском проверяют работоспособность прибора, контрольное время выхода и возврата в исходное положение прижимного рычага и сверла.
13.3.3 Работа на скважине включает операции:
- привязку интервала перфорации к глубине;
- приведение скважинного прибора и наземных устройств в рабочее состояние (заземление наземных устройств, долив рабочей жидкости в компенсатор давления, пробный пуск прибора на устье скважины);
- спуск прибора в интервал перфорации и производство сверлений;
- подъем прибора на дневную поверхность.
13.3.3.1 Привязку точек сверления выполняют согласно требованиям раздела 6 и пп. 10.2.4.2.
13.3.3.2 Перед включением прибора и проведением сверлений заземляют панель управления и трансформатор (помимо заземления лаборатории и подъемника), выполняют пробный пуск прибора с контролем выхода и возврата в исходное положение прижимного рычага и сверла.
13.3.3.3 Спуск прибора в интервал перфорации ведут со скоростью не более 5000 м/ч.
13.3.3.4 Отдельные этапы операции сверления (выход прижимного рычага и сверла, сверление металла, цемента и породы, возврат сверла и прижимного рычага в исходное положение) визуально контролируют по времени и по показаниям стрелочных приборов, размещенных на панели управления.
13.3.4 Время проведения и объемы сверления документируют актом, аналогичным по форме и содержанию акту на проведение кумулятивной или пулевой перфорации.
13.3.5 Контроль расположения перфорационных отверстий осуществляют по материалам акустического сканирования или электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии.
13.4 Свабирование13.4.1 Свабирование нефтяных скважин с использованием геофизического оборудования производят с целью освоения скважины, увеличения дебита действующей скважины, понижения уровня жидкости в скважине или только в НКТ. В последнем случае недропользователь оборудует низ НКТ временным заколонным пакером, перекрывающим пространство между НКТ и обсадной колонной.
13.4.2 Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.
В НКТ ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащенного разъемным кабельным наконечником.
13.4.3 Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:
- каротажный подъемник, технические характеристики которого позволяют осуществлять
подъем свабирующего устройства с грузом, геофизических приборов и столба жидкости массой до 1000 кг со скоростью не менее 3500 м/ч;
- специальный бронированный кабель с разрывным усилием не ниже 40 кН без обрывов проволок брони, «фонарей» и изгибов, имеющий одну или несколько информационных жил для электрического соединения геофизических датчиков с каротажным регистратором;
- свабирующее устройство не должно быть длиннее приемной камеры лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба, должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ на 3-6 мм (для
НКТ диаметром 2,5" на 5-6 мм).
13.4.4 Свабирование и сопровождающие его геофизические исследования выполняют согласно наряд-заказу и плану работ, согласованным между недропользователем и производителем работ.
13.4.5 Готовность скважины к свабированию оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя, постоянно находящийся на скважине при производстве работ, и начальник каротажной партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения Б. Кроме того:
- спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными
(прорайбированными) и прошаблонированными;
- трубы должны иметь постоянный внутренний диаметр и быть плотно подогнанными в муфтах во избежание обрыва сваба;
- в НКТ на 600 м ниже планируемого уровня снижения жидкости должно быть установлено стоп-кольцо (муфта, внутренний диаметр которой на 1/2" меньше диаметра НКТ) для предотвращения падения сваба в скважину при его обрыве;
- низ НКТ оборудуют воронкой для прохождения геофизических приборов;
- обвязка емкости, предназначенной для сбора откачиваемой жидкости, и тройника- переходника должна быть выполнена из труб диаметром не менее 2" с быстроразъемными резьбовыми соединениями;
- при освоении отдельно стоящих скважин фонтанная арматура должна быть оборудована аварийной линией, соединяющей затрубное пространство с емкостью для сбора жидкости. К аварийной линии предъявляются такие же требования, как к основной.
13.4.6 Натяжной мерный ролик крепят к фланцу устьевой арматуры, подвесной — за крюк талевого блока. Специальный бронированный кабель заводят от подъемника под натяжным роликом, через навесной ролик и сальник лубрикатора.
13.4.7 Для крепления лубрикатора последовательно устанавливают на центральную задвижку тройник-переходник (тройник-разрядник), обеспечивающий прохождение сваба и кабеля в вертикальной плоскости и имеющий в горизонтальной плоскости отвод для излива отбираемой жидкости, переходную план-шайбу («катушку») и превентор лубрикатора.
13.4.8 Подготовленный сваб или манометр с якорем подсоединяют к специальному бронированному кабелю и заводят в приемную камеру лубрикатора, после чего лубрикатор устанавливают на превентор лубрикатора, закрывают центральную задвижку, подсоединяют линию обвязки к тройнику-переходнику, закрывают задвижку на выкиде и проверяют герметичность лубрикатора, повышая постепенно давление жидкости.
13.4.9 Опускают в скважину и устанавливают на якорь автономный манометр.
13.4.10 При подсоединенном свабе устанавливают «нуль» счетчика глубин. Его установку проверяют через каждые два цикла свабирования (один цикл — 5-6 спуско-подъемов сваба).
13.4.11 При открытых центральной задвижке и задвижке тройника-переходника опускают сваб в скважину без перепусков кабеля. Скорость спуска не должна превышать 3000 м/ч в воздухе и 500 м/ч в жидкости.
Глубина погружения сваба в жидкость не должна превышать 600 м при работе с манжетами на цельнометаллической оправке и 300 м, если манжеты выполнены на проволочном каркасе.
13.4.12 Подъем сваба выполняют без остановок на максимально возможной скорости, которую обеспечивает двигатель подъемника. Рекомендуемая скорость — не менее 3500 м/ч. С глубины 100 м до устья скважины скорость ограничивают до 500 м/ч.
13.4.13 Для предупреждения аварийной ситуации, связанной с возможным выбросом сваба в начальный момент работы высокопродуктивного пласта или пласта, содержащего нефть с высоким значением газового фактора, процесс движения сваба по стволу скважины контролируют по показаниям манометра, датчику натяжения и провисанию кабеля.
13.4.14 Свабирование заканчивают после получения устойчивого фонтанного притока флюида, снижения уровня жидкости в скважине до заданного или отбора запланированного объема флюида.
13.4.15 Свабирование прекращают при возникновении аварийных ситуаций:
- интенсивного притока разгазированной жидкости;
- прихвата и обрыва сваба или специального кабеля;
- неисправности подъемника или лубрикатора;
- при загазованности рабочей площадки.
13.4.16 По окончании работ отдельным спуском кабеля извлекают из скважины автономный манометр.
13.4.17 Содержание и объемы выполненных работ указывают в акте, который подписывают представители недропользователя и производителя работ.
13.5 Интенсификация притоков по методике акустического воздействия
13.5.1 Метод акустического воздействия основан на возбуждении в интервале перфорации акустического поля.
Применяется для увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта за счет очистки перфорационных отверстий и пор коллектора от механических примесей, газогидратных и асфальтеново-смолистых отложений и усиления ряда физических процессов — уменьшения сил поверхностного натяжения в капиллярах, устранения турбулизации и повышения скорости фильтрации, уменьшения вязкости извлекаемого флюида и др.
13.5.2 Основными характеристиками метода являются: частота (спектр частот) воздействующего акустического поля; интенсивность поля; механизм возбуждения
(импульсный или непрерывный); время воздействия на пласт. Из-за многообразия физических процессов, лежащих в основе метода, и их недостаточной изученности, эти параметры подбираются опытным путем применительно к конкретным объектам интенсификации.
13.5.3 В аппаратуре для акустического воздействия частота акустического поля изменяется от долей Гц до десятков кГц.
Для возбуждения поля со спектром частот 0,1 Гц-1 кГц используют электрогидравлические излучатели, обеспечивающие электрический пробой в жидкости, инициированный сжиганием калиброванной проволочки, и позволяющие создать давление упругого воздействия до 10 МПа.
Для возбуждения поля с частотами от единиц до десятков килогерц применяют магнитострикционные или пьезоэлектрические преобразователи, обеспечивающие интенсивность поля на оси скважины до 10 кВт/м
2 13.5.4 Методика исследований определяется производителем работ в соответствии с техническими параметрами аппаратуры, характеристиками объекта интенсификации и имеющегося опыта (технологии) работ.
Допускается проведение акустического воздействия как в остановленных, так и в работающих скважинах. Импульсное воздействие по результатам предпочтительнее непрерывного за счет формирования более широкого спектра частот. Продолжительность воздействия изменяется от долей часа до нескольких часов на 1 м перфорированного интервала.
13.5.5 Рекомендуется комплексирование метода акустического воздействия с другими методами интенсификации добычи. Для повышения извлекаемости вязких нефтей акустическое воздействие должно сопровождаться работами по интенсификации, направленными на снижение вязкости (термическое воздействие и др.).
В сложных случаях рекомендуется возбуждение колебаний в максимально широком спектре частот, в частности, комбинированное воздействие на пласт, обеспечивающее как гидроударные эффекты, так и декольматацию приствольной зоны ультразвуковыми волнами, при условии многократного циклического воздействия на пласт.
При значительной кольматации призабойной зоны акустическому воздействию должна предшествовать кислотная обработка.
13.5.6 В документации выполнения работ по акустическому воздействию обязательно отражаются показатели по п. 13.5.2.
13.5.7 Критерием эффективности акустического воздействия является изменение дебита объекта интенсификации относительно первоначального и увеличение периода времени между обработками.
13.5.8 Метод наиболее эффективен в терригенных коллекторах с пористостью 12-30 % и проницаемостью более 20 мД. Эффективность снижается с ухудшением коллекторских свойств и увеличением вязкости нефти.
13.6 Работы в скважинах с мечеными жидкостями
13.6.1 В основу технологии положен способ контролируемого гидродинамического воздействия на скважину и прискважинное пространство посредством циклических закачек растворов радона или короткоживущих изотопов натрия, обладающих повышенной гамма- активностью, которая быстро (десятки часов) снижается во времени вследствие коротких периодов полураспада обоих изотопов, либо солей бария («буры»), обладающих аномально высокими нейтронными характеристиками. Контроль процессов и индикацию интервалов поглощения меченой жидкости ведут в первых двух случаях с помощью ГК, в последнем случае
— с помощью НК.
Работы выполняют в необсаженных скважинах с целью выделения коллекторов, в том числе трещинных, при исследованиях сложных разрезов; в обсаженных скважинах — для определения негерметичных интервалов обсадных колонн и выявления заколонных перетоков.
Благоприятные условия применения соблюдаются в вертикальных и слабонаклонных неработающих скважинах. Применение технологии ограничено в скважинах: горизонтальных и
сильно наклонных; оборудованных НКТ и обладающих приемистостью ниже 1,0 м
3
/сут; глубиной свыше 1000 м, не имеющих НКТ, приемистость которых меньше 20,0 м
3
/сут.
13.6.2 Работы с мечеными растворами являются радиационно опасными, так как радиоактивные вещества применяются в жидком или газообразном состояниях, создающих при их утечке потенциальную опасность радиоактивного загрязнения людей, промыслового оборудования и окружающей среды. Их выполняют, руководствуясь специально разработанными инструкциями, регламентирующими обеспечение радиационной безопасности, предотвращение и локализацию возможных радиоактивных загрязнений, радиационный контроль уровней загрязнений и учет индивидуальных доз облучения персонала, санитарную обработку людей, имеющих радиоактивное загрязнение кожных покровов, и дезактивацию оборудования.
13.6.3 Приготовление меченых растворов производят непосредственно на скважине с помощью насосного агрегата. Предварительно подготавливают вещества с повышенной гамма- активностью: радон — в медицинском барбураторе, изотоп натрия - в транспортируемой активационной установке, облучая двууглекислый натрий (Na
2
CO
3
) каротажными ампульными нейтронными источниками суммарной активностью (2-5)·10 7
нейтронов в секунду в течение 45 ч.
13.6.4 Для выделения интервалов поглощения меченых жидкостей необходимо выполнить измерения ГК или НК, по крайней мере, трижды: до начала воздействия; после попадания жидкостей в породы или в затрубное пространство; после промывки скважины от следов меченого вещества.
Реально выполняют 3-7 записей, прослеживая продвижение меченых жидкостей в исследуемом интервале.
13.6.5 В необсаженных скважинах поиск проницаемых пород ведут в призабойной части, которая находится ниже низа бурильных труб на 40-50 м. Продавливание меченой жидкости, объем которой составляет 2-2,5 м
3
, осуществляют буровыми насосами через бурильные трубы.
При достижении меченой жидкостью исследуемого интервала производят активацию продавливания посредством многократных подъемов и спусков бурильных труб в пределах одной свечи.
13.6.6 В обсаженных скважинах меченую жидкость продавливают в исследуемый интервал с помощью насосного агрегата, контролируя ее перемещение прибором ГК или НК, опущенным в скважину через лубрикатор.
13.6.7 Выделение поглощающих пластов (коллекторов в открытом стволе, мест повреждения обсадной колонны в обсаженной скважине) ведут по положению аномалий естественной гамма- активности или нейтронных характеристик, выявленных в результате контролируемого воздействия.
Место повреждения колонны отмечается резким изменением показаний ГК или НК и его стабильным положением во времени.
Интервал заколонного перетока определяется как интервал между местом негерметичности и поглощающим пластом. Его выделяют по появлению еще одной аномалии и постепенному снижению ее амплитуды во времени в границах поглощающего пласта.
13.6.8 Подготовку и проведение работ, обработку и оформление результатов ведут с соблюдением требований раздела 6.
13.7 Ликвидация асфальтеновых, гидратных и парафиновых образований13.7.1 Ликвидацию асфальтеновых, гидратных и парафиновых осложнений в насосно- компрессорных трубах (осадок на стенках, пробки) осуществляют с помощью электронагревателей прямого действия — ТЭНов, электрохимических и индукционных, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле.
13.7.2 Комплект оборудования для проведения работ содержит: каротажный подъемник; геофизический или специальный кабель, обеспечивающий подачу к нагревателю требуемой мощности электрического тока; лубрикатор с боковым вентилем для стравливания жидкости; разделительно-повышающий трансформатор, разделяющий нагреватель и общую электрическую сеть промысла; нагреватель.
Подключение трансформатора к сети выполняют по стандартной схеме — четырехпроводной линией с глухозаземленной нейтралью или трехпроводной линией с заземлением на контур.
Заземление трансформатора и подъемника выполняют медными проводами сечением не менее 16 мм
2
. Суммарная величина сопротивления заземляющего провода и контура заземления
(устья скважины) не должна превышать 4 Ом.
13.7.3 Работы выполняют по планам, которые составляют на каждую скважину и
утверждают у главного инженера нефтепромыслового предприятия.
13.7.4 Готовность скважины к проведению работ по ликвидации осложнений оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя и начальник геофизической партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения
Б. Кроме того:
- не далее, чем в 5 м от устья, должна быть установлена емкость для сбора жидкости, стравливаемой через боковой вентиль лубрикатора;
- скважина (НКТ) должна быть заполнена жидкостью до устья;
- в скважинах, где ожидается буферное давление более 3 МПа, содержащих нефтяные пласты с газовым фактором более 100 м
3
/м
3
и во всех газовых скважинах, в которых отсутствует свободный выход газа, ликвидацию осложнений производят с использованием цементировочного агрегата или другого насоса, подсоединенного к выкидной линии фонтанной арматуры и предназначенного создавать противодавление в НКТ с целью исключения самопроизвольного выброса электронагревателя.
13.7.5 Спуск нагревателя в скважину производят через лубрикатор при закрытых задвижках на выкидных линиях и открытых трубной и затрубной задвижках со скоростью не более 5000 м/ч. При подходе и в предполагаемом интервале осложнения скорость спуска уменьшают до
1000 м/ч и далее до 100 м/ч.
Контроль за глубиной спуска ведут с помощью механического счетчика и датчика глубин, установленного на мерном ролике.
13.7.6 Подачу напряжения питания на электронагреватель производят только после его спуска в интервал осложнения. Пусковой ток составляет 20-40 А, номинальный — 20-30 А.
В процессе проведения работ осуществляют регистрацию тока питания нагревателя, глубины его спуска и хронометраж работ.
13.7.7 После прохождения электронагревателем 10-15 м в интервале осложнения, но не более чем через один час его работы, производят подъем нагревателя до устья скважины с последующим спуском до места последнего прогрева.
13.7.8 После разрушения осложнения по всему интервалу электронагреватель выключают и поднимают на поверхность.
За 50 м до устья скважины прекращают подъем нагревателя лебедкой и вручную втягивают его в лубрикатор. Закрывают центральную задвижку фонтанной арматуры, сбрасывают давление в лубрикаторе и извлекают нагреватель.
13.7.9 Работы прекращают досрочно, если при повторных спуско-подъемах нагревателя и прогревах в течение 1-2 ч он останавливается на одной глубине, что свидетельствует о нахождении в НКТ посторонних предметов (металла, проволоки и т.п.).
13.7.10 При прихвате геофизического кабеля, вызванного застыванием асфальтеновых или парафиновых отложений выше нагревателя, необходимо его разогреть подачей со вторичной обмотки трансформатора через коллектор каротажной лебедки трехфазного напряжения.
Скачать 0.95 Mb.