Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

184 страницы

964.00 ₽

Купить РД 39-0147009-23-87 — официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих, научно-исследовательских и проектных организаций отрасли.

  Скачать PDF

Действие завершено 01.01.1991

Оглавление

1. Общие положения

2. Исследование скважин

2.1 Гидродинамические исследования

2.2 Геофизические исследования

2.3.Обследоваяяе технического состояния эксплуатационной колонны

3. Подготовительные работы

3.1 Глушение скважины

3.2 Передислокация оборудования и ремонтной бригады

З.3 Подготовка устья скважины

3.4 Подготовка труб

4. Капитальный ремонт скважин

4.1 Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

4.2 Ремонтно-изоляционные работы

4.3 Устранение негерметичности обсадных колонн

4.4 Крепление слабосцементированных пород в ПЗП

4.5 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатаций скважин

4.6 Перевод на другие горизонты и приобщение пластов

4.7 Перевод скважин на использование по другому назначению

4.8 Зарезка новых стволов

4.9 Обработка призабойной зоны пласта

4.10 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

4.11 Консервация и расконсервация скважин

5. Текущий ремонт скважин

5.1 Подготовительные работы

5.2 Ремонт скважин, оборудованных штанговыми насосами

5.3 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

5.4 Ремонт скважин, связанный с очисткой забоя, подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей, песчаных пробок

6. Ремонт скважин с помощью тросоканатного метода

7. Освоение скважин после ремонта

8. Указание мер безопасности при ремонте скважин и охрана окружающей среды

Приложения

1. Классификатор ремонтных работ

2. Планирование, организация и финансирование ремонта скважин

3. Типовые табели технического оснащения бригад и цехов текущего и капитального ремонта скважин

Условные сокращения

Список использованных нормативно-технических документов

Показать даты введения Admin

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ДИНЫЕ ПРАВИЛА ВЕДЕНИ

КВАЖИНА

ЕМОНТНЫХ РАБОТ В < Ж РД-39-0147009-23

1987 г

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРШЫШШНОСТИ


ЕДИНЫЕ ПРАВИЛА ВЕДЕНИЯ РШОНТШК РАБОТ. В СКВАЖИНАХ

РД 39 - 0147009-23-8?

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

А.И.Еулатов

Э.М.Тосунов

Р.Р.Алишанян

Всесоюзным научно-исследоватбльскш и проектным институтом п© креплению скважин и буровым растворам (БНИИКРнефть) совместно с институтами ВНИИ, ВНЙИОЭНГ, ВНИИнефтепромгеофизшш, Еашшшивефть, СевКавнишнефть, ВШЙТБ, ВостНЙЙТБе Азнишнефть и ВНИИТнефть

fДиректор ВНИИКРнеф!

Ответственные ист

Зав.лабораторией БНИИКРт Зав.сектором ВНИИКРнефти

СОГЛАСОВАНО Постановлением секретариата ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности Протокол & 5 от 25.05.87г.

10

подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения Интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб,

2.2.6.2.    Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (воздуха) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения раходомером, термометром и локатором муфт. Б качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3.    Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов И методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.5.4.    Контроль за РИР при наращивание цементного кольца за эксплуатационной коло ной, кондуктором, креплении слабосце-ментированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ.

2.2.6.5.    Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкости в колонне, состояния исскуственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НТК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ПК).

II

2.2.7* Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувстш-тельным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8.    Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости скважин, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают

по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер.

В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и жидкости ее насыщающей, дополнительно проводят исследования ИВМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9.    Оценку результатов ремонтных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1)    в интервале объекта разработки - снижение или ликвидация обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2)    при исправлении негерметичности колонны - результаты ис-

12

питания ае на герметичность гидроксхштанием ели снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод» поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству - отсутствие в добивающей продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность

2.2.9.2.    В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3.    Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1)    при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования путем повторных исследований методами цэыентометрии.

2)    при ликвидации меяшластовых перетоков - исследованиями термометрией. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей сква-шне жш при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1.    Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1.    Если печать остановится не доходя до забоя9 фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.1.2.    Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

Y3

2.3.2.    Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета спускают на НКТ плоскую свинцовую печать,

2.3.3.    При проведении работ по пп.2,3.1. и 2.3.2. допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

2.3.4.    Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

З.П0Д1Ш)ВЙШКЧЫЕ РАВНЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Требования» предъявляемые к жидкости для глушения скважин.

3.1    Л Л. Плотность определяют из расчета создания столбом жидкости для глушения давления, превышающего пластовое в соответствии с требованиями РД [б] •

3.1    Л.2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости для глушения от установленных проектом величин более чем на + 20 кг/м3*

3.T.I.3. Жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратицую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

3.1    Л.4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении pH пластовой воды.

3.1.1.5. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость кор-

14

розни стали не должна превышать 0,1 ж/год [7, ioj.

3.1.1.6.    Жидкость должна быть термостабилъной цри высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях*

3.1 Л.7. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрыво-пожаробезопасной, нетоксичной.

ЗЛЛ.8. Жидкость должна быть технологична в приготовлении и использовании*

ЗЛЛ.9* Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.

ЗЛ.2. Подготовительные работы.

3.1.2.1.    Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта.

3.1.2.2.    Определяют величину текущего пластового давления.

3.1.2.3.    Производят расчет необходимой плотности жидкости глушения, определяют потребное количество жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

3.1.2.4.    Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

3.1.2.5.. Останавливают скважину, производят разрядку скважины, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

3.1.2.6.    Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии при давлении, превышающем ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

3.1.3. Проведение процесса глушения.

3.1.3.1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость для глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной за-

15

мене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции,Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

3.1.3.2.    Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят при условии выхода циркуляции жидкости глушения и обеспечения необходимого противодавянния на пласт.

3.1.3.3.    Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН7при необходимости производят в два и более приемов. после остановки скважинного насоса и сбитая циркуляционного клапана. Цри низкой приемистости скважину оставляют в покое на период вытеснения скважинной жидкости жидкостью глушения и производят последующий цикл глушения.

3.1.3.4.    После выравнивания давления контролируют наличие перелива жидкости из скважины. Цри необходимости производят дополнительный цикл глушения.

3.1.3.5.    В случае глушения скважин с высоким газовым фактором, большим интервалом перфорации, при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или БУС. При интенсивном поглощении используют нефте- водо- кислотораст-зоримые наполнители-кольматантн с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

3.2. Пере дислокац и я оборудования и ремонтной бригады

3.2.1.    Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования

3.2.2.    Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование.

16

3.3. Подготовка у с пя скважины

3.3.1.    Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин.

3.3.2.    Подготавливают рабочую зону дня установки передвижного агрегата.

3.3.3.    Производят монтаж передвижного агрегата.

3.3.4.    Расставляют оборудование.

3.3.5.    Производят монтаж мачты.

3.4. Подготовка труб

3.4.1. Общие положения.

3.4 Л Л. Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.).

3.4.1.2. Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 631-75,с замками-ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметров обсадных колонн. Их соотношения приведены в табл.2.

Таблица 2

Соотношение диаметров колонн

Диаметр

колонны, мм

обсадной

| бурильной

114

60

127

60

140

73

146

73

168

89

178

89

102

Продолжение таблиш 2

Диаметр

колонны, мм

обсадной |

| бурильной

194

102

Ш

219

114

127

140

245

114

127

I4C

2?3

127

140

299 и более

140

3.4.1.3.    Расчет бурильных колонн на прочность при зарезке и бурении вторых стволов производят аналогично расчету колонн для бурения наклонно, направленных скважин. Кроме того перед зарезкой нового ствола состояние бурильных труб проверяют существующими методами контроля.

3.4.1.4.    Подготовку обсадных труб, предназначенных для спуска в скважину в качестве хвостовиков при изоляции поврежден ных участков колонны, крепления вторых стволов производят в соответствии с действующими РД.

3.4.1.5.    Цри проведении ремонтных работ, кроме работ с кислотами И щелочами,допускается использование алюминиевых труб (ТУ I4-3-I229-83).

3.4.1.6.    Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ) перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных

в действующих РД и нормативно-технических документах.

3.4.1.?. Транспортирование труб на скважину производят на специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками.

IB

3.4.I.8. В процессе подготовки труб проверяют состояние их поверхности, муфт и резьбовых соединений.

При шаблонировашш труб в случае задержки шаблона трубу следует забраковать.

3.4.L.9. Длину труб измеряют стальной рулеткой.

3.4.1.10.    В процесса подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами.

3.4.1.11.    На допускается использование переводников и узлов о проходным селением, прештствуюцим свободному прохоадекшо на забой скважины геофизических приборов.

3.4Л.12. Подъемные патрубки и переводники должны быть заводского изготовления и иметь паспорта с указанием марки стали.

4. ШШТАЛЬВЫЙ РЕШЕТ СКВАЖИН

4.1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн

4.I.I. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, справочных долот или грушеобразных фрезеров.

4Л.2. Диаметр первого спускаемого справочного инструмента должен быть меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия на 5 ш. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3-5 мм.

4Л.З. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью справочных долот производят при медленном проворачивании их на угол не более чем 30°. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости .от диаметров обсадных и бурильных труб (из табл.З).

19

4.1.4, Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл?3. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными налдавкамг на его боковой поверхности<

Таблица 3

Быоор осевой нагрузки на справочное долото в зашсакостк от размеров обсадных и бурильных трус

Диаметр обсадной колонны, мм

XI4

127-146

168

219

245

Диаметр бурильных труб, т

В0шш73

73

89

.114

140

Осевая нагрузка, кН

5-10

10-20

10-40

20-50

30-50

4Л.5. Контроль качества работ производят с помощь© справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона.

4.2. Ремонтно-изоляционные работы

4.2Л. Отключение пластов или га отдельных интервалов

4.2.1 Л. Изоляционные работы по П.4.2Л. производят методом тампонирования под давлением без установки лакера через общий фильтр иди с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта:

1)    производят глушение скважины;

2)    спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым);

3)    при отключении верхних и промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины, в интервале от искусственного забоя до отметки на

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ составлен в соответствии с отраслевой комплексной программой "КАЧЕСТВО” на 1986-1990 гг. # п.1,1.7., утвержденной первым заместителем Министра от 30.04.86г.

В процессе работы над окончательной редакцией "Юдиных правил ведения ремонтных работ в скважинах” комиссией .состоящей из представителей ведущих гаучно-исследовательоких институтов отрасли, было учтено большое количество замечаний и предложений, поступивших на проект указанных "Правил" от 32 производственных объединений, научно-исследовательских институтов отрасли и Госгортехнадзора СССР.

"Правила" состоят из 8 разделов, в том числе: Общие положения, исследования скважин, подготовительные работы, капитальный и текущий ремонт скважин, ремонт скважин с помощью тросоканатного метода, освоение скважин после ремонта и указания мер безопасности и охрана окружающей среды.

В приложениях приведены:

1.    Классификатор ремонтных работ.

2.    Планирование, организация и финансирование ремонта скважин.

3.    Типовые правила технического оснащения бригад и цехов текшего-и капитального ремонта скважин.

Составители РД:

02 института БНИИКРнефть4^.А.Рябоконь,Э.М.Тосунов,Р.Р.Алшанян

От *Зиннефтепрома-ЮвМ.Матвеев,В.А.Михайлов

От института ВНШ-Й.А.Сидсров,Ю.А.Подцубный#Р*В.Мустафин

От института Башнипинефть-В. Г.Уметбаев

От института СевКавнипинефть-В.С. Сиятский

От института ВНИйнефтепромгеофизики-Б.М.Рябов

20

1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта) песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв-пакер ;

4)    производят гидроиспытание НКТ или ШТ с пакером;

5)    определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 м3/ч МПа, проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой);

&} тбжраю? тип и объем тампонажного раствора;

7) приготавливают и закачивают тампонажный раствор под давлением в заданный интервал и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока 0311 производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны;

9)    при необходимости производят дополнительную перфорацию &:ссшгуатационной колонны в интервале продуктивного пласта;

10)    при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которою осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем.

4.2.2. Исправление негерметичности цементного кольца.

4.2.2.1.    Производят глушение скважины.

4.2.2.2.    Оборудуют устье скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб.

4.2.2.3.    Поднимают НКТ и скважинное оборудование.

4.2.2.4.    Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований.

4.2.2.5.    Определяют приемистость флюидопрсводяющих каналов в заколонном пространстве и направление движения потока, а также

От института ВНЙИТнефть-В*К. Григорьев

От института ВНЙИТБ-Ч.Б.Ввзиров^.Л.Гальперин

От института ВостНИИТБ-М. А,Расторгуев

От института Азнипинефть-Г. М. Гаджиев * Ш • С • Мовламов

От института ВНЙЙОЭНГ-К• С. Каменецкий, Э. Т. Юлгушев, А• Н * Юсупова

От ПО "Татнефть" -Б.А*Лерман

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ЕДИНЫЕ ПРАВША ВВДЕШЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ Б СКВАЖИНАХ РД 30-0147009 - 23 - 87

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01*01,88 Срок действия до 01,01.91

I. ОБЩЕ ПОЖШОД

1.1.    Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны дая всех нефтегааодобывающих» яаучно-жсследовательоких и проектных организаций отрасли*

1.2.    При проведении ремонтных работ должны соблюдаться указания мер безопасности и охрана окружающей среда в соответствии с главой 8 настоящих "Правил*.

1.3.    При ремонте скважин, содержащих сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требований, регламентированные специальными документами [II, 12J .

1.4.    Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденных документов (заявка, план и др.). Исключение составляют аварийные ситуации, требующе немедленного принятия решения, В этих случаях руководители организаций самостоятельно принимают меры по ликвидации аварийной ситуации с последующим» оповещением вышестоящей организации.

1.5.    Ремонтные работы, в зависимости от назначения, подразделяют на капитальный, включающий в том числе работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущий ремонт (см.приложение I) [i).

6

I. 6. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

J. 6.I. Промыслово-гео^мзические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения

Гг].

В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины эксплуатирующиеся5 УЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе, с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.7* Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических и артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его, как ремонт газовых скважин.

1.8. Ремонт газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, заключается в их замене. Тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз.

Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.9* Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблокирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

6

2. ИСОВДОВАНИЕ СКВАЖИН 2Л. Гидродинамические исследования

2.1.I. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл. I [3].

Таблица I

Виды технологических операций

|Технологические ; методы исследо-•вания

н-

!Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

1.    Гидроиспытание колонны

2.    Поинтервальные гидроиспытания колонны

3.    Величина снижения и динамика восстановления уровня жидкости

Глубина установки моста (пакера),отключавшего интервал перфорации (нарушения),тип и параметры жидкости для гидроиспытания, величина устьевого давления.

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании.

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения),способ и глубина снижения уровня в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

4. Определение про- Режим продавливания жидкости через нарушение пускной способ- колонны и величина устьевого давления на каж-ности нарушения дом режиме f тип и параметры продавливаемой

или специальных отверстий в колонне

жидкости

5. Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2Л. 2. Выявление обводнявшихся интервалов (пропластков) производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на при-

ток с использованием двух пакеров(сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1.    Комплекс геофизических исследований в зависимости от категорий скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [4] и его приложениях.

2.2.2.    Порядок приема и выполнения заявок должен соответствовать требованиям РД [2].

2.2.3.    Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4.    Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положении забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, оценке герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны-яередаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде.

Б заключении геофизического предприятия приводят результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований,ука-

знвают причины.

2.2.5.    Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5Л. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью, необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до заботе

2.2.5.2. Основная цель исследований состоит в определении источников обводнения продукции скважин.

2.2.5.5.    Ори выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах комплекс исследований должен включать измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термо-кондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистиви-метром, импульсным генератором нейтронов. Состав обязательного комплекса зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4.    Для выделения обводнявшегося пласта (пропластка) из ряда других, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ЙШ)Мк в работающих, так и в остановленных* скважинах. В случаях обводнения неминирализованной водой эти же задачи решаются ЙШ по измерениям до и после задавки в скважину

минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л.

Эти измерения комплекеируют с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции

2.2.5.5.    Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией

9

при минерализации вода в добываемой продукции более 100 г/л*

По результатам измерений судят о путях поступления вода к, интервалу перфорации - подтягиванию подошвенной вода по прискважинной зоне коллекторе или по. заколонному пространству из-за ногврметкч-зости цементного кольца.

2.2.5.6.    Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенаснщенностя в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, отличных по минерализация.

По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м3 раствора на I м мощности коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7.    Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода за другие горизонты или приобщения пластов .оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации вода в продукции более 50 г/л проводят исследования ИВМ.

2.2.5.8.    Цри переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером

и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие (принимающие) интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследований является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления вода к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты