Меню

Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом

Перед проведением ремонта скважины необходимо провести исследования для определения создания плана работ по ликвидации аварии. После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента

Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

Комплекс геофизических исследований в за­висимости от категории скважин, условий проведе­ния измерений и решаемых задач, а также оформле­ние заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований.

Порядок приема и выполнения заявок опре­деляется в соответствии с.

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.

Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геоло­гом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

Работы по КРС должны начинаться с гидро­динамических исследований в скважинах. Виды тех­нологических операций приведены в табл. 1.

Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследова­ниями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу)

Таблица 1. Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Источник

Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Капитальный ремонт обследование и
исследование скважин
Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.
Обследование скважины — это работы по
определению глубины забоя, состояния
эксплуатационной колонны, местонахождения и
состояния аварийного подземного оборудования и
ДР-
Исследование скважин — комплекс работ по:
— установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину;
— определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне;
— отбору глубинных проб нефти;
— измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней;
— контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.
Независимо от целей ремонта необходимо определить глубину фактического (текущего) забоя, для чего в скважину спускаются НКТ с замером,
промывается забой.
При ремонтных работах в скважинах часто возникает необходимость определения глубины и состояния забоя скважины или находящегося в скважине оборудования спуско-подъемами печати на канате или трубах.
Размеры печатей приведены в таблице
Тип печати Диаметры эксплуатационных колонн,
мм Допус¬
тимая
нагрузка,
кН
102 114 120 140 146 168
Гудроновая ТО-
75 75-
80 80-
85 95-
100 ПО-
118 120-
130 2
Свинцовая 75-
79 85-
89 95-
100 ПО-
118 118-
124 140-
144 20

Производится одноразовая посадка печати при нагрузке не более 2 кН для гудроновой и не более 20 кН — для свинцовой.
При посадке печати выше требуемой глубины, фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки, операцию повторяют, при этом размер следующей спускаемой печати уменьшают на 6-12 мм для получения ясного отпечатка. При не совпадении текущего забоя с плановым в скважину спускаются НКТ с замером, промывается забой.
Допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.
Печать представляет собой металлический корпус, покрытый свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм, меньше диаметра колонны на 10—12 мм. Вместо свинцовой оболочки иногда используют сплав АС, состоящий из 98 % алюминия и 2 % сурьмы — для универсальной печати.
• Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.
• Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п.
При отсутствии ясного отпечатка на гудроновой печати на НКТ или бурильных трубах спускают свинцовую печать, посадка которой производится после промывки.
Необходимость шаблонирования эксплуатационной колонны перед спуском внутрискважинного оборудования и размеры шаблонов (диаметр, длина) определяются инструкциями по эксплуатации спускаемого оборудования и отражаются в плане работ. Способы спуско-подъема шаблона в скважину (на канате, НКТ, бурильных трубах) и глубина шаблонирования определяются характером предстоящих операций.
При непрохождении шаблона до запланированного интервала производится очистка стенок эксплуатационной колонны от асфальтено- парафиновых отложений, отложений солей, цементных корок закачкой растворителей, применением гидравлических скребков, механических скреперов, наддолотных кребков на винтовых забойных двигателях и т.д.
• Наружный диаметр шаблона для труб изготовленных по ГОСТ 632 — 80 должен быть меньше их номинального внутреннего диаметра на следующую величину:
• для труб диаметром 114 — 219 мм на Змм;
• для труб диаметром 245 — 340 мм на 4мм;
• для труб диаметром более 340 мм на 5мм; Длина шаблона
• для труб диаметром 114 — 219 мм на 150 мм;
• для труб диаметром более 219 мм на 300 мм;
Подготовка скважины к спуску начинается с проверки состояния интервала
эксплуатационной колонны от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100-150 м шаблонированием. Диаметр шаблона должен быть на 4 мм больше максимального наружного диаметра погружного агрегата. Длина шаблона должна быть не менее 9 м. При этом спуск шаблона в фильтровую часть не производится.
Опрессовка избыточным давлением
Эксплуатационные и технические колонны в процессе эксплуатации, а также после ремонтных работ по восстановлению их работоспособности должны подвергаться испытанию на герметичность созданием избыточного давления на устье.
Испытание эксплуатационной колонны на герметичность созданием избыточного давления проводится:
— после отсечения интервалов перфорации цементным мостом, пакером и т.д. с целью определения технического состояния колонны;
— по истечении срока ОЗЦ после РИР, и последующего разбуривания цементного стакана в интервале нарушения;
— при герметизации нескольких интервалов нарушений — после разбуривания каждого цементного стакана с целью оценки качества цементирования, при этом на добывающих скважинах герметичность дополнительно определяется снижением уровня жидкости в колонне;
— перед проведением ВИР, ОПЗ пластов, исследованиях скважин, в тех случаях, когда по результатам промысловых или геофизических исследований нет однозначного заключения о герметичности колонны (опрессовка с применением пакеров или с установкой цементных мостов).
Шаблонирование эксплуатационной колонны
2.1 Необходимость шаблонирования эксплуатационной колонны перед спуском внутрискважинного оборудования и размеры шаблонов (диаметр, длина) определяются инструкциями по эксплуатации спускаемого оборудования и отражаются в плане работ. Способы спуско-подъема шаблона в скважину (на канате, НКТ, бурильных трубах) и глубина шаблонирования определяются характером предстоящих операций.
2.2 При непрохождении шаблона до запланированного интервала производится очистка стенок эксплуатационной колонны от асфальтено-парафиновых отложений, отложений солей, цементных корок закачкой растворителей, применением гидравлических скребков, механических скреперов, наддолотных скребков на винтовых забойных двигателях и т.д.
1. Снять с устья фланец — планшайбу.
2. Навернуть на НКТ гудроновую печать диаметром на 6-12 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны или шаблон, диаметр и длина которого указаны в плане работ.
3. Элеватором ЭХЛ поднять трубу с печатью (шаблоном), не нарушая гудроновый слой печати, и опустить в скважину.
4. Поднять вторую трубу с мостков и, навернув вручную на первую, опустить в скважину.
5. Подогнать и установить геофизический подъемник.
6. Размотать кабель и поднести кабельную головку к устью скважины.
7. Поднести и закрепить на колонный фланец оттяжной кабельный ролик.
8. Поднести и повесить на крюкоблок подъемного агрегата подвесной кабельный ролик.
9. Пропустить через оба ролика кабельную головку и поднять крюкоблок на высоту 15-16 м.
10. Навернуть в муфту НКТ кабельную головку, приподнять лебедкой компоновку, снять элеватор и спустить печать (шаблон) до интервала, указанного в плане работ. Спуск и подъем печатей производить со скоростью не более 2 м/с, шаблонов — не более 1,5 м/с.
11. При прохождении мест повреждения колонны, перехода обсадных труб с одного диаметра на другой, интервалов перфорации необходимо спуск и подъем производить со скоростью не более 0,5 м/с. Глубину спуска контролировать по счетчику.
12. Во время спуско-подъема печати (шаблона) в скважину и из скважины следить за натяжением и ослаблением кабеля.
13. При дохождении печати (шаблона) до текущего забоя, указанного в плане работ, скорость спуска снизить до 0,5 м/с.
14. Посадить печать на забой и полностью поднять, при подходе печати к устью скорость снизить до 0,5 м/с. Для получения четкого отпечатка посадка печати на забой должна быть однократной. Шаблон допустить до намеченного интервала обследования эксплуатационной колонны и полностью поднять со скоростью аналогичной скорости подъема печати.
15. Посадить верхнюю НКТ на элеватор, отвернуть кабельную головку и, опустив крюкоблок подъемного агрегата, снять кабель с роликов и смотать на лебедку.
16. Снять ролики с крюкоблока и колонного фланца и убрать в геофизический подъемник.
17. Поднять из скважины НКТ с печатью (шаблоном^ и уложить на мостки. При опускании трубы с печатью на мостки нижнии конец держать на весу, чтобы не разрушить гудроновый слой печати. Отвернуть печать (шаблон).
1. Навернуть на мостках на НКТ или бурильные трубы свинцовую печать диаметром на 6-12 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. Поднять НКТ с печатью с мостков и опустить в скважину, не допуская нарушения зеркала поверхности печати.
2. Установить на устье гидроротор, АПР-ВБ или др.
3. Спустить печать на колонне НКТ до глубины на 10-20 м меньше указанной в плане работ.
4. Снять с устья гидроротор, АПР-2ВБ или др.
5. Установить на устье сальниковое устройство.
6. Навернуть вертлюг с буровым шлангом на рабочую трубу, которую, в свою очередь, завернуть в муфту верхней трубы спущенной колонны.
7. Подогнать, установить в рабочую зону промывочный агрегат.
8. Нагнетательную линию агрегата присоединить к буровому шлангу, приемный шланг — к автоцистерне или желобной системе.
9. Затрубье гибким шлангом соединить с желобной системой.
10. Пустить насос и произвести промывку забоя, остановить насос. Плавно допустить печать до текущего забоя при осевой нагрузке не более 2 т. Приподнять колонну НКТ до возможности установки на элеватор.
11. Разобрать обвязку агрегата с буровым шлангом или автоцистерной.
12. Отвернуть и уложить на мостки рабочую трубу. Отвернуть от нее вертлюг.
13. Снять с устья сальниковое устройство.
14. Установить на устье гидроротор (АПР-2).
15. Поднять печать на колонне НКТ до устья.
16. Снять с устья гидроротор (АПР-2).
17. Поднять НКТ с печатью из скважины, уложить на мостки и отвернуть печать.
Испытание колонн избыточным
давлением
Обсадные трубы эксплуатационных колонн, а также кондукторов и технических колонн при замене пришедших в негодность или спуске дополнительных колонн, на трубных базах подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не менее 30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутреннее избыточное давление, действующее на трубы колонны при их испытании в скважине с оформлением акта, который завозится на скважину вместе с трубами. Допускается не подвергать предварительной опрессовке на поверхности трубы с высокогерметичными соединениями, прошедшие 100% гидроиспытания на необходимое давление на заводах- изготовителях с соответствующей отметкой в сертификатах.
Испытание колонны на герметичность созданием избыточного давления проводится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный подъем давления (цементировочные агрегаты, ручные насосы и др.). Манометры использовать с ценой деления 0,5 МПа, в которых давление опрессовки находится в пределах второй трети шкалы.
После подъема давления до заданного значения необходимо полностью стравить воздух и снова поднять давление. Наблюдение за изменением давления начинать через 5 мин после создания расчетного давления.
Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин давление опрессовки снизилось не более чем на 5% от заданного значения.
Результаты испытаний герметичности эксплуатационных колонн оформляются двухсторонними актами.
Эксплуатационные колонны нагнетательных скважин испытываются избыточным давлением, на 10% превышающим максимально ожидаемое давление закачки жидкости, но не выше величины допустимого давления на колонну.
Величина снижения давления оппрессовки в зависимости от срока эксплуатации
Толщина стенки, мм Срок эксплуатации скважины, лет Величина снижения, %
10 15 20 25 30 35 40 45
7 7 14 21 28 35 42 49 56
8 6 12 18 24 30 36 42 48
9 5,5 11 16,5 22 27,5 33 38,5 44
10 5 10 15 20 25 30 35 40
11 4,5 9 13,5 18 22,5 27 31,5 36

Читайте также:  Что грозит неплательщикам за капитальный ремонт

Условный Толщина Давление Условный Толщина Давление
диаметр стенки, испытания, диаметр стенки, испытания,
трубы, мм мм МПа трубы, мм мм МПа
6,4 23,0 8Д 17,0
102 7,4 26,0 178 9,2 19,0
8,6 30,0 10,4 22,0
6,4 21,0 11,5 24,0
114 7,4 24,0 7,6 15,0
8,6 28,0 194 8,3 16,0
6,4 21,0 9,5 18,0
127 7,5 22,0 10,9 21,0
9,2 27,0 7,7 13,0
10,7 31,0 219 8,9 15,0
6,2 17,0 10,2 17,0
7,0 19,0 11,4 18,0
140 7,7 21,0 7,9 12,0
9,2 25,0 245 8,9 13,0
10,5 28,0 10,2 15,0

146 6,5 17,0 245 11,1 17,0
7,0 18,0 12,0 18,0
7,7 20,0 273 8,9 12,0
8,5 22,0 10,2 14,0
9,5 24,0 11,4 15,0
10,7 27,0 12,6 17,0
168 7,3 16,0 299 8,5 11,0
8,0 18,0 9,5 12,0
8,9 20,0 11,1 14,0
10,6 24,0 12,4 15,0
12,1 27,0 324 9,5 11,0
11,0 13,0
12,4 14,0

Испытание эксплуатационных колонн добывающих скважин на герметичность снижением уровня жидкости
Основным условием определения возможности эксплуатации добывающих скважин должно быть испытание эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня жидкости в скважине.
Испытание эксплуатационной колонны снижением в ней уровня жидкости проводится после испытания избыточным давлением. Снижение уровня производится свабированием или азотным компрессором.
Величины снижения уровня
Г лубина положения искусственного забоя, м ДО
500 500-
1000 1000-
1500 1500-
2000 более
2000
Снижение уровня не менее, м 400 500 650 800 1000

Эксплуатационная колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 24 (8) ч наблюдения не превысит значений, указанных в следующей таблице, в противном случае колонна признается негерметичной, и проводятся работы по поиску и устранению дефектов.
Допустимые величины подъема уровня
Снижение уровня на глубину, м Соответствующий ему подъем уровня за 24 (8) ч не более (м) при наружном диаметре колонны, мм
114-219 более 219
до 400 7,2(2,4) 4,5(1,5)
400-600 9,9(3,3) 7,3(2,4)
600-800 12,6(4,2) 9,9(3,3)
800-1000 15,3(5,1) 11,7(3,9)
более 1000 18,0(6,0) 13,5(4,5)

Читайте также:  Документы по капитальному ремонту школы

Минимальное давление испытания для нагнетательных скважин принять равным 8,0 МПа для 168 мм эксплуатационной колонны и 10,0 МПа — для 146 мм эксплуатационной колонны независимо от срока эксплуатации
скважины.
Опрессовки эксплуатационных колонн пакером на кабеле (Камильянова; ПК-146
(168))
Подготовка скважины к опрессовке
1.1 Установить на устье скважины подъемный агрегат.
1.2 Извлечь из скважины НКТ и подземное оборудование.
1.3 Если при подъеме подземного оборудования на колонне НКТ наблюдается наличие парафина, то необходимо спуском НКТ произвести промывку скважины растворителем согласно существующих РД.
1.4 Подготовить устье скважины (закрепить на устьевом фланце устьевой герметизатор для кабеля) и установить подъемный ролик.
1.5 Установить на место геофизический подъемник.
1.6 Ствол скважины прошаблонировать до нижнего интервала опрессовки (для эксплуатационной колонны 146 мм применяется шаблон диаметром 120-123 мм и длиной не менее 2 м, для эксплуатационной колонны 168 мм применяется шаблон диаметром 142-144 мм и длиной не менее 2 м) шаблоном на кабеле.
1.7 На скважину доставить расчетное количество технологической жидкости, объем которой зависит индивидуально от приемистости и возможных нарушений колонны для каждой скважины, глубины спуска пакера, статического уровня и т.д.
1.8 На расстоянии не менее 10 м от устья скважины установить и обвязать насосный агрегат с автоцистерной.
Оборудование и материалы
Применяемое оборудование и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса:
Серийно выпускаемое оборудование — геофизический подъемник;
— пакер на кабеле;
— три НКТ диаметром 60,73 или 89 мм (для пакера ПК-146 (168)).
Материалы:
— технологическая жидкость;
— устьевой герметизатор кабеля.
Опрессовка колонн пакером на кабеле
3.1 После проведения комплекса подготовительных работ на скважине произвести соединение пакера с кабельной головкой.
3.2 Пакер на кабеле спустить в скважину до интервала опрессовки, указанного в плане работ, со скоростью не более 1 м/с.
3.3 Пакер ПК-146(168):
Произвести посадку пакера. Загерметизировать устье скважины с помощью устьевого герметизатора.
3.4 Пакер Камильянова:
Загерметизировать устье. Произвести посадку пакера.
3.5 Поднять давление до величины, указанной с плане проведения работ.
3.6 Выдержать давление в течение 30 мин, при этом эксплуатационная колонна считается герметичной, если падение давления не превысило 5% от первоначального значения.
3.7 Стравить давление в эксплуатационной колонне через затрубную задвижку.
3.8 Произвести распакеровку пакера.
3.9 Выдержать в течение 15 мин для выравнивания столба жидкости в скважине.
3.10 Пакер извлечь из скважины или перевести в следующий интервал скважины со скоростью не более 1 м/с, после чего повторить работы, описанные по пунктам 3.2-3.11.
Геофизические исследования
Геофизические исследования проводятся с целью повышения успешности ремонтных работ и эффективности капитального ремонта скважин за счет использования информации о техническом состоянии скважины и заколонных перетоков, производительности пластов, контроля над технологическими операциями и качеством проводимых работ.
Исследования проводятся в скважинах всех категорий до начала ремонта, в период ремонтных работ и после их завершения. Наилучшие результаты могут быть получены при проведении исследований в работающей скважине до остановки ее для ремонта или в период ремонта при различных способах воздействия на исследуемый объект.
Геофизические исследования проводятся в следующих категориях скважин:
2.1 Добывающие, эксплуатирующиеся
фонтанным способом, и нагнетательные
Измерения проводятся приборами, спущенными в интервал исследования через насосно¬компрессорные трубы (НКТ), оборудованные воронкой или пером — воронкой. На устье скважины устанавливается рабочая площадка и лубрикатор, обеспечивающий спуск и подъем прибора без разгерметизации устья. Диаметр скважинных приборов должен выбираться с учетом условий проведения исследований. Исследования по НКТ диаметром 73 мм проводятся приборами диаметром до 42 мм.
2.2 Добывающие, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами
Исследования скважин при спущенном технологическом оборудовании проводят при спуске (подъеме) скважинных приборов диаметром до 32 мм через серповидный зазор, образующийся в межтрубном пространстве при эксцентричной подвеске технологического оборудования.
В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов (ШГН), НКТ должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Эксцентричная планшайба должна иметь отверстие, предназначенное для спуска в скважину приборов, закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного пространства до атмосферного.
2.3 Остановленные, простаивающие скважины
Эта группа объединяет контрольные, пьезометрические скважины и различные категории добывающих и нагнетательных скважин, остановленных для проведения ремонтных работ, из которых извлечено технологическое оборудование. Диаметр скважинных приборов определяется размером обсадной колонны. При спуске соответствующего технологического оборудования измерения могут проводиться малогабаритными приборами через НКТ, например, в процессе возбуждения скважины компрессором или при других способах воздействия на пласт (закачка радиоактивных изотопов и т.д.).
Условное
обозначение Наименование и назначения метода
АКЦ (МАК-2, ШВА-21) акустическая цементометрия для определения высоты подъема цемента, оценки качества сцепления цемента с колонной
АКП аппаратура контроля перфорации
АИНК-36, АИНК-43, АИНК-90 аппаратура импульсного нейтронного каротажа диаметром 36, 43 и 90 мм
ВАЦ виброакустический метод определения качества цементирования элементов конструкции скважин
ВБСТ-1 (ВЛ) влагометрия используется для определения состава жидкости, водонефтяного раздела (ВНР) и уровня жидкости в стволе скважины
ВП взрывной пакер
ГК гамма-каротаж (интегральный) используется для привязки к разрезу и определения заводнения пластов по наличию радиогеохимической аномалии
ГГК-П гамма-гамма каротаж плотностей используется для изучения состава жидкости в стволе скважины
ДГД дебитометрия используется для снятия профиля притока жидкости, замера и расчета общего притока
иннк интегральный импульсный нейтрон-нейтронный каротаж проводится для определения характера насыщенности коллекторов
ингк интегральный импульсный нейтронный гамма-каротаж используется для определения характера насыщенности коллекторов

ингк- с
(С/О-каротаж) спектрометрический импульсный нейтронный гамма-каротаж (углерод- кислородный (С/О) каротаж) используется для определения характера насыщенности неперфорированных коллекторов при заводнении опресненными и водами неизвестной минерализации
ИНК-С/О комплекс методов, включающий интегральный (ИННК или ИНГК) и спектрометрический (С/О-каротаж), импульсный нейтронный каротаж
ИПТ испытатель пластов на трубах
ИТГСН неконтактный индикатор теплового поля скважины
ЛМ локатор муфт используется для привязки к конструкции скважины спущенного оборудования и отбивки забоя
МН манометр ия используется для определения забойного давления, прослеживания уровня жидкости, контроля процесса компрессирования, выделения момента срабатывания пусковых муфт и т.д.
ННКт, нгк нейтронный каротаж по тепловым нейтронам и нейтронный гамма- каротаж используется для определения наличия (отсутствия) осолонения или опреснения цемента за колонной, отбивки уровня жидкости в колонне, отбивки ГНК (ГЖК) в пласте, для привязки к разрезу.
пгд пороховой генератор давления
пл плотностемер (гамма-гамма)

ПО прихватоопределитель
РГД расходометрия непрерывная и замер по точкам в интервале пласта с шагом 1 м и через 100 м по стволу скважины (снятие профиля приемистости и общего расхода в колонне)
РК радиоактивный каротаж используется для выделения коллекторов и определения их параметров
Рез. резистивиметрия используется для оценки состава жидкости
САТ-4 скважинный акустический телевизор для определения формы и размеров дефектов и нарушений колонны, выделения интервалов перфорации
СКПУ, СКПД, ГФ-24 микрокавернометрия для определения дефектов на внутренней стенке обсадной колонны
СТД, СТИ термодебитометрия, индикатор притока используется для выделения работающих интервалов
СПХ стеклопластиковый хвостовик

Читайте также:  Состав работ по капитальному ремонту домов жилого фонда

сгдт
(СГДТ-НВ, СГДТ-100) скважинный гамма-дефектомер-толщиномер используется для определения плотности цемента, высоты подъема цемента, эксцентриситета колонны, наличия переходной зоны от цемента к гельцементу, средней толщины стенки колонны по периметру
Тф термометрия фоновая (контрольная) проводится в остановленной скважине для выделения заколонных перетоков, затрубной циркуляции, «работающих» интервалов и уровня жидкости в стволе скважины и в межтрубье по изменению температуры
т2, т3. тп термометрия проводится после закачки жидкости или возбуждения скважины компрессором для выделения температурных аномалий
шм шумомер — определение наличия шумов в интервалах возможных заколонных перетоков и в интервалах нарушений колонны.
ЭМДС-С (0102) ЭМДС-ТМ-42 (042) электромагнитный дефектоскоп для определения дефектов (трещин) и коррозийного износа колонны, выделения перфорационных отверстий.

Контроль качества цементирования эксплуатационных колонн, кондукторов, колонн меньшего диаметра
Исследования выполняются при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, цементировании хвостовиков, летучек, дополнительных цементных заливках после выявления заколонных перетоков, перехода на вышележащие объекты, оценке состояния цементного камня в объекте разработки после длительного периода эксплуатации скважин.
Качество цементажа, сцепления цемента с колонной определяются: для эксплуатационной колонны методами МАК, 115ВА-21, СГДТ-НВ, СГДТ-100; для кондукторов — МАК, 115ВА-21, ГГК, ЦМ-10. Исследования проводят до и после изоляционных работ с последующим сопоставлением полученных результатов.
При невозможности извлечения колонны, с целью определения наличия цемента за кондуктором производят исследования методом нестандартной термометрии (метод «НТУ ТНГФ»), После бурения шурфов вдоль кондуктора и их цементирования (при невозможности отворота колонны) наличие цемента за кондуктором определяется методом Т, АКЦ в течение не более 24 ч после проведения цементажа (фиксируется тепло, выделяемое при схватывании цемента).
Оценка состояния забоя скважины
При оценке технического состояния скважины необходимо учитывать, что для определения заколонной циркуляции вниз от интервала перфорации зумпф должен быть не менее 3 — 5 м в добывающих скважинах при отсутствии грязи в призабойной зоне.
Глубина забоя определяется комплексом ГК и Л М. Если ранее муфты обсадной колонны уже были привязаны к разрезу, то достаточно замера ЛМ.
Герметичность забоя оценивают Т, ДГД и СТИ по наличию потока жидкости в стволе скважины ниже интервала перфорации, сопоставляя замеры в остановленной и работающей скважине. На негерметичность забоя указывает расхождение между двумя термограммами, и чем больше это расхождение, тем выше скорость восходящего или нисходящего потока в колонне ниже интервала перфорации.
Выделение интервалов перфорации обсадной колонны
Для определения интервалов перфорации и контроля над техническим состоянием колонны в этих интервалах применяются ЛМ, САТ, ЭМДС-С, ЭМДС-ТМ-42, АКП, АЦМ-45, ЭМДС-МП.
ЛМ позволяет выделить границы интервала перфорации колонны при использовании бескорпусных перфораторов типа ПКС, ПР. Интервалы прострела корпусными перфораторами определяют по измерениям САТ и ЭМДС. Кроме определения границ перфорации, эти измерения позволяют выделить дефекты колонны и с достаточно высокой точностью оценить их линейные размеры. О деформации обсадной колонны можно судить по замеру микрокаверномером (СКПУ, ГФ-24, ЭМДС).
Применение АКП в процессе проведения перфорационных работ позволяет определять границы интервалов перфорации независимо от типа применяемого перфоратора. АКП включает канал ГК, ЛМ, локатор магнитных меток, намагничивающее устройство. Первый замер проводится перед перфорацией, совмещается с шаблонированием колонны, записываются диаграммы ГК, ЛМ, производится намагничивание колонны в планируемом интервале перфорации и замер локатором намагничивания.
Выделение интервалов перфорации обсадной колонны
• Совместно с перфоратором комплексируется локатор намагничивания, который сразу после прострела по размагничиванию колонны позволяет определить границы перфорации и привязать их к разрезу. АКП успешно может применяться для контроля при дострелах и перестрелах в пределах старых интервалов перфорации, интервалы размагничивания колонны будут соответствовать границам новых интервалов перфорации. Кроме того, для контроля процесса перфорации (срабатывания зарядов) может применяться автономный цифровой манометр АЦМ-45.
• Основные задачи метода ГК, ЛМ заключаются в определении глубины забоя, установки различных пакерующих устройств и реперов на эксплуатационной колонне и НКТ, гидроперфораторов, башмака колонны НКТ и т.д.
• Наиболее универсальными являются методы ГГК, СГДТ-НВ (СГДТ-100), которые позволяют определить интервалы установки оборудования с одновременной привязкой его по ГК к разрезу скважины.
Определение мест прихвата труб
• При спуске прибора ПО в скважину проводят контрольный замер, затем устанавливают магнитные метки на трубах, проводят замер с целью определения положения магнитных меток. Далее к колонне труб прилагают механическую нагрузку (как правило, натяжение), которая не будет распространяться ниже интервала прихвата. На участках воздействия механической нагрузки магнитные метки исчезают или их магнитное поле сильно ослабевает. При третьем замере кривые остаются неизменными ниже интервала прихвата, а выше, против магнитных меток, аномалии на кривой ПО заметно уменьшаются. Таким образом, ПО позволяет выявить верхнюю границу прихвата скважинного оборудования или эксплуатационной колонны. Для выделения всего интервала прихвата труб может быть использован АКЦ-36. В интервале прихвата труб интенсивность волны по колонне будет значительно меньше, чем за его пределами.
Определение интервалов нарушений эксплуатационных колонн добывающих скважин
3.2.5.1 Исследования проводятся при появлении косвенных признаков по резкому изменению химического состава добываемой продукции или увеличению обводненности добываемой продукции. Негерметичность эксплуатационной колонны ниже башмака НКТ может быть обнаружена с помощью Т, СТИ, ДГД, ЛМ, МН, ВЛ, Рез. при исследовании по межтрубью в процессе работы скважины (за нарушение эксплуатационной колонны выше башмака НКТ может быть принята негерметичность НКТ).
3.2.5.2 Определение мест негерметичности обсадной колонны в остановленной скважине проводят после извлечения скважинного оборудования и установки отсекающего моста выше интервалов перфорации (с отсыпкой песком интервалов перфорации в скважинах с низким пластовым давлением) в процессе закачки в скважину жидкости. Обязательный комплекс включает измерения Т, РГД, ГК и ЛМ.
3.2.5.3 Заполняют скважину до устья, оставляют в покое на восстановление термоградиента не менее чем на 24 ч, если после технологических операций с закачкой жидкости прошло не более одних суток, и не менее 8 ч — в остальных случаях. Проводят Тф по всему стволу скважины с целью обнаружения температурных аномалий. Масштаб регистрации по глубине 1:1000, одновременно проводят запись ЛМ, ГК.
3.2.5.4 Далее исследование осуществляют с закачкой жидкости. Объем закачки зависит от приемистости нарушения колонны и составляет 2-4 м3 в первой, 4-5 м3 — во второй и 5-8 м3 — в третьей порции. После закачки первой и второй порции жидкости проводят запись Т, а после третьей — Т и РГД ввиду того, что использование только Т для решения этой задачи недостаточно. Комплексирование Т и РГД обеспечивает определение места нарушения колонны, источника поступления воды и интервала заколонной циркуляции.
3.2.5.5 При низкой приемистости скважины (менее

Источник