13. ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ РАБОТ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В СКВАЖИНАХ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ И БУРИЛЬНЫХ 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.

13.2.1 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.

13.3.1 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.

13.4.1 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.

13.5.1 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/м2.

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.

13.6.1 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 м3/сут; глубиной свыше 1000 м, не имеющих НКТ, приемистость которых меньше 20,0 м3/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 (Na2CO3) каротажными ампульными нейтронными источниками суммарной активностью (2-5)•107 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 м3, 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.

13.7.1 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 мм2. 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 м3/м3 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.