Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах

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 Свабирование

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 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/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 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 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.