Меню

Геофизические исследования скважины при капитальном ремонте

РД 39-1-1190-84
Технология промыслово-геофизических исследований при капитальном ремонте скважин

Купить РД 39-1-1190-84 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

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

Руководство предназначено для всех промыслово-геофизических, нефтегазодобывающих предприятий, управлений и цехов по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, научно-исследовательских и проектных организаций, выполняющих геофизические исследования и использующих результаты этих исследований при планировании, проведении и контроле качества капитального ремонта скважин.

Оглавление

1. Основные положения

2. Способы проведения промыслово-геофизических исследований

3. Контроль технического состояния добывающих скважин

4. Геофизические исследования в интервале объекта разработки

5. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин

6. Эталонировка аппаратуры

7. Требования безопасности

Дата введения 01.02.1985
Добавлен в базу 01.09.2013
Актуализация 01.02.2020

Этот документ находится в:

  • Раздел Строительство
    • Раздел Нормативные документы
      • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
        • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности

Организации:

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНЫ! ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ НРОМШШЕННОСГИ

Первый заместитель министра нефтяной промышленности В.И.Игрввский 7 декабря 1984 г.

ТЕШШШ ПР0ШСЛ0В0-ШШЗИЖЯЖ ИСОЩОВАШЙ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕШИТЕ СКВАЖИН

НАСТОЗДИй ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтепромысловой геофизики

В.В.Труфанов Б.М.Орлинский Б. М. Рябов

Зав. отделом контроля разработки Зав. группой

Начальник партии Сургутского У1ШП я КРС А.И.Парфею)а

Начальник Управления по развитию технз технологии и организации добычи нефти я газа

изоляционные работы проведены успешно, герметичность закаленного пространства восстановлена и обводненность продукция снизилась до 14# при том же дебите жидкости.

3.2.Оценка состояния забоя скважины

Глубина забоя определяется комплексом гаша-каро-тажа (Ш и локатора муфт (ЛИ). Если ранее муфты обсадной колонны уже были привязаны к развезу, то достаточно замера ДМ.

Ряс. 3. Применение цементометрки для контроля состояния цементного камня за колонной я качества изоляционных работ :1 — КС, 2 — ПС; 3 — показания акустического цемен-тоыера после выхода из бурения, 4 — после продолжительной эксплуатации, .5 — после изоляционных работ; 6, 7 — интервалы перфорации.

При оценке технического состояния скважины необходимо учитывать, что для определения зако-лонной циркуляции вниз от интервала перфорации забой должен находиться на 10 ы ниже перфорации в добывающих и на 20 м — в нагнетательных скважинах. Наличие и граница осадка на забое определяется гамма-плотномером •

Герметичность забоя оценивает расходомером или термометром по наличие потока жидкости в стволе скважины ниже интервала перфорации, сопоставляя замеры в остановленной и работающей скважине. 3 последнем случае на негерметичность забоя указывает расхождение между двумя термограшами, и чем больше это расхождение, тем выше скорость восходящего потока в колонна ниже интервала перфорации.

3.3. Выделение интервалов перфорации обсадной колонны

Лдя определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны в этих интервалах применяются локатор муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратура контроля перфорации АКП.

Локатор муфт позволяет выделить границы интервала перфорации колонны при использовании бескорпусных перфораторов типа ШСС, ПР в 70% исследуемых скважин. Интервалы прострела корпусными перфораторами определяют по измерениям акустическим телевизором ж индукционным дефектоскопом. Кроме определения границ перфорации эти измерения позволяют выделить нарушения колонны (обрывы, вырывы, трещины, смятие, коррозию) и с высокой точностью оценить их линейные размеры (рис. 4). О деформации обсадной колонны при использовании бескорпусных перфораторов можно судить по замеру микрокаверномером (рис. 5).

Читайте также:  Фонд капитального ремонта пермского края руководитель

Применение аппаратуры АКП в процессе проведения перфорационных работ позволяет определять границы интервалов перфорации независимо от типа применяемого перфоратора. Аппаратура включает канал ГК, IM, локатор магнитных меток и намагничивающее устройство. Первый замер проводится перед перфорацией, совмещается с шаблонированием колонны, записываются диаграммы ГК, ЛИ, производится намагничивание колонны в предполагаемом интервале перфорации и замер локатором намагничивания при скорости перемещения прибора 500 — 600 ы/ч. Совместно с перфоратором комплекси-руется локатор намагничивания, который сразу после простраха по размагничиванию колонны позволяет определить границы перфорации и привязать их к разрезу (ряс. 6). Аппаратура успешно может применяться для контроля при дострелах и лерестреяах в пределах старых интервалов перфорации, интервалы размагничивания колонны будут соответствовать границам новых интервалов перфорации.

3.4, Контроль за установкой глубинного оборудования

Основные задачи заключаются в определении глубины установки различных пакерующих устройств ж реперов на обсадной колон-

Рис- 4. Выделение мест порыва колонны, коррозии, перфорационных отверстий скважинным акустическим телевизором

не и НЕТ, муфты гидроперфораторов, спуска НКГ. Наиболее универсальными являются методы рассеянного гамма-излучения (ГТК), которые позволяют определиеь интервалы установки оборудования с одновременной привязкой его к разрезу скважины.

Рис. 5. Определение мест деформации обсадной колонны при перфорации бескорпусным перфоратором

Метод ГТК по уплотнению цементного камня выделяет интервалы установки па-кер-фильтра. Например, в скв. 1927 (рис. 7,а) паквр установлен неправильно, ниже водонефтяного контакта, поэтому после гидропескоструйной перфорации содержание воды в продукции на глубине 1601 м сразу составило 8QS6.

В скв. 1570 (рис. 7,6) по ITR четко выделяется глубина спуска НКГ, репера и пакера, установленных на НКГ для изоляции затрубного пространства при закачке гиге ана в заводненный пласт. Подобные задачи могут решаться и методами нейтронного каротажа.

3.5. Определение мест прихвата труб

Измерения проводятся пркхватоопределителем (Ш). Ирл спуске прибора в скважину устанавливают магнитные метки на трубах н -тем же прибором производят второй замер с целы) определения положения магнитных ме-

Рис. 6. Результаты применения аппаратуры АКИ для контроля перфорации обсадной колонны в скв. 733 Сергеевской площади.

Рис* 7. Кривые определения глубины спуска оборудо* ванад: —- — об—

садная колонна;—насосно-компрессорные трубы; ggg — пакер;

У7Ш — репер; ■■ — нефтеносные песчаника; (ЗЕИ — водоносные песчаники; * — интервал перфорации*

ток. К колонне труб прилагают механическое усилие (натяжение, вращение), которое не будет распространяться ниже интервала прихвата. На участках воздействия механической на^узки магнитные метки исчезают или их магнитное поле сильно ослабевает. При третьем замере кривые остаются неизменными ниже интервала прихвата, а вше, против магнитных меток, аномалии на кривой локатора муфт заметно уменьшаются. Дрихватоопределители позволяют выявить верхнюю границу прихвата бурового инструмента. Для выделения всего интервала прихвата труб может быть использован акустический цементомер. В интервале дрлхвата труб интенсивность волны по колонне будет значительно меньше, чем за его пределами.

3.6. Выделение уровня жидкости и интервала отложений парафина в межтрубном пространстве

Применяются метода нейтронного и гамма-гамма-каротажа. Скважинный прибор находится в НКТ. Уровень жидкости в межтрубном пространстве выделяется резким изменением регистрируемой интенсивности из-за различия контактирующих сред по содержанию водорода (нейтронные методы) и плотности (ГГК). При постоянном давлении в межтрубном пространстве раздел между газом и жидкостью четкий (рис. 8,а, скв. 305). Сопоставляя результаты радиометрии и замеры волномером, можно определить скорость распространения звуковой волны по межтрубному пространству данной скважины и в дальнейшем ограничиться измерениями волномером.

Читайте также:  Капитальный ремонт двигателя снегохода

Если давление непостоянное, то в межтрубном пространстве образуется сложная газо-жидкостная смесь. Например, в скв. 339 (рис. 8, б ) уровень жидкости фиксируется на глубине 874 м (диаграмма показана сплошной линией), находящийся выше интервал мощностью 266 м представлен газо-жидкостной смесью, далее в интервале 440 — 5С8 м выделяется столб жидкости, межтрубное пространство над которым заполнено газом. При повторном замере после изменения режима работы скважины уровень переместился на глубину 978 м, и соответственно сместились все выделяемые границы .

Метода радиометрии позволяют выделять отложения парафина и смол в межтрубном пространстве. В скв. 5851 (см. рже. 8,в) уровень жидкости находится на глубине 1100 м, а в интервале 472-716 и наблюдается резкое снижение регистрируемой интенсивности. При понижении уровня жидкости на 30 м граница интервала с отрж-

Рис. 8. Определение по диаграммам радиометрии положения уровня жидкости в межтрубном пространстве; Fxl — жидкость; |5?П — газ; ПоП — газожидкостная смесь; 1евЦ, — парафин. Диаграммы, показанные сплошной линией и точками, отличаются по времен» после остановки глубинного насоса до начала измерений.

дательной аномалией ГГК не изменилась» т.е. рассматриваемая аномалия соответствует интервалу отложения парафина» который» судя по величине регистрируемой интенсивности, почти полностью перекрыл межтрубное пространство.

В скважинах, оборудованных штанговыми насосами, прибор перемещается непосредственно по межтрубному пространству к кроме рассмотренных методов уровень жидкости можно определить плотномером, термометром, влагомером, резистивиметром.

3.7. Определение интервалов негерметичности эксплуатационных колонн

3.7.1. Негерметячность обсадной колонны в интервале о? забоя до подвески технологического оборудования может быть обнаружена с помощью термометра, локатора муфт к расходомера при исследовании в процессе работы скважины* В зависимости от производительности интервал негерметичности колонны выделяется по измерениям гидродинамическим (нижний порог чувствительности с пакером 5 м 3 /сут, без пакера 120 mVcjt) или термокодцуктивным расходомером (I м 3 /сут). По термометрии интервалу негерметичности соответствует аномалия, образующаяся за счет дроссельного эффекта и калориметрического смешивания восходящего потока с жидкостью, поступающей через нарушение в колонне.

3.7.2. Определение мест негерметичности обсадной колонны в остановленной скважине проводят в интервале, не перекрытом насосно-компрессорными трубами, в процессе отбора или закачки

в скважину воды (воздуха). Обязательный комплекс включает измерения расходомером, термометром и локатором муфт. В скважинах с дебитом до 30 м 3 /сут необходимо отключить пласты, вскрытые перфорацией (перекрыть интервал перфорации песком, установить выше интервала перфорации цементный мост, пакер). Црк больших значениях дебита и высокой обводненности продукция производительность и соответственно приемистость интервала негерметичности будет достаточно высокой и поставленная задача часто может быть решена без отключения пластов. Скважину заполнить жидкостью, задавить 5 — 10 м 3 и оценить величину приемистости. Устье герметизируют, и скважину выдерживают в течение 5 — 24 ч. Бели после задавки до начала исследований скважина простояла более 24 ч, то операция по задавке «тепловой» метки повторяется.

На спуске проводят контрольный замер термометром по всецу стволу скважины с целью обнаружения температурных аномалий*-

Масштаб регистрация по глубине I : 500, по температуре 0,1 °Qbu% скорость регистрации Y = 2000/Т, где Т — тепловая инерционность датчика термометра. Запись проводят локатором муфт. В интервалах выявленных термоаяомалий повторяют запись термометром при подъеме прибора.

Читайте также:  Включает себя капитальный ремонт многоквартирного дома

Докаливанию мест негерметичности обсадной колонны осуществляют в процессе закачки жидкости в скважину. Для этого перед началом закачки термометр устанавливают на 50 — 100 м выше предполагаемого интервала негерметичности и замеряют температуру. Начинают закачку жидкости с расходом 5-10 м 3 /ч и непрерывно контролируют изменение температуры в точке установки термометра. После понижения температуры на 0,5 — 1°С записывают термограммы в интервале, перекрывающем на 50 м предполагаемое место нарушения герметичности колонны. Масштаб регистрации по глубине I : 200, по температуре 0,1 °С/см; скорость записи V = 1200/Г.

Использование только термометрии для решения этой задачи недостаточно, поскольку интервал принимающего (отдающего) коллектора может быть ошибочно принят за место поступления воды в обсадную колонну. Комплексирование расходометрии и термометрии обеспечивает определение места нарушения колонны, источника поступления воды и интервала заколонной циркуляции, если перше два не совпадают по глубине. Включение в комплекс локатора муфт позволяет выделить случаи, когда причиной притока вода в колонну является негерметнчность резьбовых соединений.

Применение рассмотренной технологии показано на примерр выделения интервала негерметичности колонны в скв. 271 Западно-Сургутского месторождения (рис. 9). После остановки скважины термометром зарегистрирована первая диаграмма, из которой видно, что потенциальным источником притока вода в скважину является интервал 1300 — 1340 м. Два шследующие термограшш, зарегистрированные соответственно через I ч после снижения уровня жидкости в стволе при работе компрессора и через 6 ч после его отключения, подтверждают это заключение — границы интервала притока воды не изменились. В качестве индикатора скорости потока по стволу скважины применялся термокондуктивный дебитомер. Замеры проведены в период снижения уровня в стволе и при его восстановлении, т.е. при задавливании и изливе. На обоих режимах (поглощения и притока вода) место нарушения герметичности колонны выделяется на глубине 1319 м. Сопоставление результатов измере-

яий с данными локатора муфт показывает, что негерметичность колонны приурочена к муфтовому соединению* Герметичность колонны была восстановлена путем установки металлического пластыря.

Я ^РМОМЕТР (v§, 2, 3)

55 Т EPft ОДЕ БИТОМ Е Р (4,5)

Рис. 9, Исследования методами термометрии и расходометрин для определения интервала негерметичности обсадной колонны;

— место нарушения герметичности колонны.

3*7*3. При низкой приемистости скважины (30 м 8 /сут и менее) для выделения интервалов негерметичности колонны в обязательный комплекс входят термометр, локатор муфт и расходомер, но измерения проводятся при вызове притока путем возбуждения скважины компрессором или в процессе восстановления динамического уровня после отключения компрессора.

В качестве примера подобных исследований приводятся результаты измерений по скв. 1073 Солкинского месторождения. После извлечения оборудования и изоляции пластов, вскрытых перфорацией, сняли контрольную диаграмму термометром. В интервале исследования каких-либо температурных аномалий не отмечается (рис. 10). Возбудили скважину компрессором, и интервал притока вода выделили на глубине 1154 м по увеличению температуры за счет дроссельного эффекта. После отключения компрессора и прекращения притока из пласта место нарушения выделяется по характерному излому на термограмме.

Начальник Управления промысловой и полевой геофизики

Начальник Управления охраны труда»

военизированных частей и охраны предприятий в. И. Хоботько

Начальник Управления по надзору

в нефтегазодобывающей и яефте-

газоперерабатывающей промышленности Е. Н. .Емельянов

Начальник Технического управления Ю.Н. Байдаков

учьо-исследозательский институт вен геофизики, 1Э55.

Рис. 10. Определение негерметичностж обсадной колонны при отборе жидкости из скважины компрессором: I — в простаивающей скважине £ — после вызова притока компрессором; 3 — через I ч после отключения ком™ прессора.

Источник