|
Стр. 7
подъемной вышки (мачты), наклоненной таким образом, чтобы центр
направляющего ролика находился над центром фланца буферной
задвижки. Управление герметизатором геофизического кабеля должно
осуществляться с пульта компрессора станции закачки густой смазки.
5.2.3.32. При подъеме скважинного прибора после окончания
исследований необходимо по показаниям датчика глубин и по
расположению рычага заслонки ловителя контролировать его вхождение
в приемную секцию лубрикатора. Демонтаж оборудования герметизации
устья должен производиться только после сброса давления в
лубрикаторе через вентиль.
5.2.3.33. Запрещено при геофизических исследованиях в
добывающих скважинах использование открытого огня на территории
скважины в радиусе не менее 50 м, отогревать лубрикатор и отводную
линию допускается только горячей водой или паром.
При исследованиях в механизированных скважинах после спуска
прибора в межтрубное пространство в отверстии планшайбы должно
быть установлено сальниковое устройство. Перед спуском прибора в
глубинно - насосную скважину, оборудованную отклонителем УЭЦН,
должна быть извлечена пробка, герметизирующая приборное отверстие
планшайбы.
5.2.4. Исследования нагнетательных скважин
5.2.4.1. Исследования в нагнетательных скважинах должны
проводиться при установившихся режимах работы и техническим
состоянием скважины и скважинного оборудования с применением
методов, включающих:
- методы изучения профиля поглощения и определения
приемистости пластов;
- методы определения термобарического состояния пластов;
- методы определения герметичности крепи скважины;
- методы привязки результатов исследований к геологическому
разрезу и элементам технологического оборудования.
5.2.4.2. Изучение профиля поглощения и приемистости пластов
должно осуществляться с помощью расходомера, термокондуктивного
индикатора скорости движения жидкости и высокочувствительного
термометра, позволяющих оценить охват продуктивного разреза
воздействием и определить наличие приемистости скважины в
перемычках между пластами.
5.2.4.3. Изучение термобарического состояния пластов должно
осуществляться с применением термометрии и барометрии, позволяющих
определить коэффициент продуктивности и пластовое давление в
различных интервалах продуктивного разреза.
5.2.4.4. Изучение герметичности крепи скважины и НКТ (при
изоляции межтрубного пространства пакером) должно производиться с
применением высокочувствительной термометрии, термокондуктивной
индикации скорости движения жидкости и акустической шумометрии,
возможно использование ИПТ.
5.2.4.5. Для привязки результатов геофизических исследований к
геологическому разрезу и элементам технологического оборудования
проводятся исследования методом ГК и локатором муфт.
5.2.4.6. Запорная арматура нагнетательной скважины должна
обеспечивать:
- возможность подключения цементировочного агрегата (ЦА) и
закачки жидкости как через НКТ, так и через межтрубное
пространство;
- герметизацию устья как со стороны НКТ, так и межтрубного
пространства;
- возможность монтажа оборудования герметизации.
5.2.4.7. Геофизические исследования в нагнетательных скважинах
должны проводиться с использованием оборудования герметизации
устья, позволяющего проводить исследования при давлении,
превышающем проектное давление закачки рабочего агента. Так как
давление на устье нагнетательной скважины обычно значительно
превышает 7 МПа, то при геофизических исследованиях должно
применяться оборудование, эксплуатирующееся с грузоподъемным
механизмом.
5.2.4.8. Допускается в отдельных случаях работа на скважине
без грузоподъемного устройства с применением приборов массой менее
50 кг и длиной менее 2 м, если давление перед спуском прибора в
скважину может быть снижено путем излива жидкости. В этом случае
обвязка скважины должна быть такой, чтобы обеспечивался замкнутый
цикл циркуляции жидкости, либо сбросовая линия должна быть
выведена за пределы скважины в место, где слив сточной воды не
нарушает экологическую обстановку. Геофизические исследования в
интервале объекта должны быть начаты через промежуток времени,
требуемый для выхода скважины на установившийся режим работы.
5.2.4.9. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы
центральной задвижкой на запорной арматуре и задвижками на
водоводе и выкидной линии. Задвижки должны быть исправны и
свободно открываться.
5.2.4.10. При проведении геофизических исследований в
нагнетательных скважинах с использованием системы водогазового
воздействия на продуктивные пласты постоянное присутствие
ответственного представителя нефтегазодобывающего предприятия
обязательно.
5.2.4.11. Порядок проведения геофизических исследований в
нагнетательных скважинах должен определяться основными положениями
технологии работ в скважинах под давлением.
5.2.5. Исследования в контрольных скважинах
5.2.5.1. Исследования в контрольных скважинах по задачам
изучения процесса вытеснения нефти водой и газом в различных
геолого - физических условиях эксплуатационного объекта должны
проводиться с применением методов, включающих:
- методы определения положения ВНК и прохождения фронта
закачиваемого агента по продуктивному разрезу;
- методы определения положения ГЖК и газонасыщенности
водоносных пластов за пределами покрышки залежи.
5.2.5.2. Определение положения ВНК и прохождение фронта
закачиваемой воды должно осуществляться с применением методов
нейтронного каротажа с импульсными и стационарными источниками
излучения, а также методами широкополосного низкочастотного
акустического каротажа при исследовании в скважинах, крепленных
металлическими трубами. Решение этих задач в скважинах, крепленных
неметаллическими трубами, должно осуществляться с применением
электромагнитного (индукционного и диэлектрического) каротажа.
5.2.5.3. Определение положения ГЖК и газонасыщенности
водоносных пластов за пределами покрышки залежи должно
осуществляться с применением нейтронного каротажа по тепловым
нейтронам и гамма - гамма - каротажа.
5.2.5.4. Применение нейтронного каротажа со стационарными
источниками для определения положения ВНК и фронта продвижения
закачиваемой воды допускается в разрезах, сложенных однородными
высокопористыми (не менее 20%) неглинистыми (не более 5%)
коллекторами при высокой минерализации пластовой воды (не менее
100 - 150 г/л хлористого натрия). Во всех остальных случаях
решение этих задач должно осуществляться с помощью методов
импульсного, нейтронного, диэлектрического, акустического и других
методов каротажа с учетом конструкции скважин.
5.2.5.5. Контрольные скважины должны использоваться для
периодических измерений пластовой температуры.
5.2.5.6. Исследования в контрольных скважинах методами
электромагнитного и импульсного нейтронного каротажей должны
обеспечивать в благоприятных условиях при обводнении однородных
пластов количественную оценку текущей нефтенасыщенности коллектора
(в необводненной части продуктивного разреза) и прогнозирование
обводненности этих пластов.
5.2.5.7. Результаты геофизических исследований в контрольных
скважинах должны обеспечивать определение скорости и направления
перемещения контуров нефтеносности и газоносности, фронтов
заводнения и положения их на фиксированную дату. Это должно
позволять прогнозировать продвижение их по залежи.
5.2.5.8. Изучение изменений газонасыщености продуктивного
разреза по скважинам, расположенным в подгазовой зоне, должно
обеспечить выявление зон продвижения газовой шапки вниз в нефтяную
часть или зону внедрения нефти в газовую шапку. На нефтяных
месторождениях, разрабатываемых в режиме растворенного газа,
исследования в контрольных скважинах должны предусматривать
наблюдение за формированием газовой шапки.
5.2.5.9. Проведение геофизических исследований в контрольных
скважинах должно осуществляться по технологии, применяемой при
проведении работ в скважинах, выходящих из бурения. Для спуска и
подъема приборов должно применяться стационарное или передвижное
грузоподъемное устройство (вышка, мачта).
5.3. Типовой комплекс исследования
эксплуатационных скважин для решения задач контроля
за разработкой нефтяных месторождений
5.3.1. Типовой комплекс ГИС для контроля за разработкой залежи
углеводородов составляется с учетом необходимых для решения задач
в конкретных условиях. Комплекс включает основные и дополнительные
методы ГИС, которые уточняются в зависимости от стадии размеров
разработки, новых задач контроля и новых технологий, технических
средств контроля.
5.3.2. Пример типового комплекса дается ниже (табл. 8).
Таблица 8
----T--------------T-------------T---------T---------------------¬
¦ N ¦ Задача ¦ Категория ¦Состояние¦ Методы ГИС ¦
¦п/п¦геофизического¦ скважины ¦ пласта ¦ ¦
¦ ¦ контроля ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------------+-------------+---------+---------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+---+--------------+-------------+---------+---------------------+
¦ А. Пласты, обводняющиеся минерализованной водой ¦
+---T--------------T-------------T---------T---------------------+
¦1. ¦Контроль за ¦Наблюдатель- ¦Не вскрыт¦Индукционный, боковой¦
¦ ¦ВНК и ГНК, вы-¦ные, конт- ¦перфора- ¦нейтронный и гамма - ¦
¦ ¦деление обвод-¦рольные с ¦цией ¦методы, в т.ч. им- ¦
¦ ¦ненных интер- ¦креплением ¦ ¦пульсный, плотномет- ¦
¦ ¦валов, оценка ¦неметалличес-¦ ¦рия, высокочувстви- ¦
¦ ¦коэффициента ¦кими трубами ¦ ¦тельная термометрия, ¦
¦ ¦нефтегазонасы-¦ ¦ ¦шумометрия, расходо- ¦
¦ ¦щенности плас-¦ ¦ ¦метрия ¦
¦ ¦тов ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------------+-------------+---------+---------------------+
¦2. ¦Оценка эксплу-¦Фонтанные и ¦Вскрыт ¦Локация сплошности ¦
¦ ¦атационных ха-¦глубинные на-¦перфора- ¦колонны, механическая¦
¦ ¦рактеристик ¦сосные ¦цией ¦и термокондуктивная ¦
¦ ¦пласта, выяс- ¦ ¦ ¦расходометрия, высо- ¦
¦ ¦нение причин и¦ ¦ ¦кочувствительная тер-¦
¦ ¦мест поступле-¦ ¦ ¦мометрия, влагомет- ¦
¦ ¦ния воды в ¦ ¦ ¦рия, индукционная ре-¦
¦ ¦скважину ¦ ¦ ¦зистивиметрия, им- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦пульсный нейтронный ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦метод ¦
+---+--------------+-------------+---------+---------------------+
¦ Б. Пласты, обводняющиеся пресной водой ¦
+---T--------------T-------------T---------T---------------------+
¦1. ¦Контроль за ¦Наблюдатель- ¦Не вскрыт¦Индукционный, боковой¦
¦ ¦перемещением ¦ная, конт- ¦перфора- ¦и нейтронные методы, ¦
¦ ¦ВНК и ГНК, вы-¦рольная с ¦цией ¦волновой диэлектри- ¦
¦ ¦деление обвод-¦креплением ¦ ¦ческий метод. Закачка¦
¦ ¦нившихся ин- ¦забоя неме- ¦ ¦индикаторов в сосед- ¦
¦ ¦тервалов, ¦таллическими ¦ ¦ние скважины, высоко-¦
¦ ¦оценка нефте- ¦трубами ¦ ¦чувствительная термо-¦
¦ ¦газонасыщен- ¦ ¦ ¦метрия, шумометрия ¦
¦ ¦ности пластов ¦ ¦ ¦ ¦
+---+--------------+-------------+---------+---------------------+
¦2. ¦Оценка эксплу-¦Эксплуатаци- ¦Пласт ¦Измерение локатором ¦
¦ ¦атационных ха-¦онные скважи-¦вскрыт ¦сплошности колонны, ¦
¦ ¦рактеристик ¦ны ¦перфора- ¦расходометрия, ¦
¦ ¦пласта, выяс- ¦ ¦цией ¦высокочувствительная ¦
¦ ¦нение причин ¦ ¦ ¦термометрия, влаго- ¦
¦ ¦обводнения, ¦ ¦ ¦метрия. Импульсные ¦
¦ ¦определение ¦ ¦ ¦нейтронные методы, ¦
¦ ¦мест поступле-¦ ¦ ¦закачка радиоактивных¦
¦ ¦ния воды в ¦ ¦ ¦и других индикаторов,¦
¦ ¦скважину ¦ ¦ ¦избирательно проника-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ющих в нефтеносные и ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦водоносные интервалы ¦
L---+--------------+-------------+---------+----------------------
|
