Как влияет коэффициент пакеровки прибора на величину вытягивания кабеля в скважине

Обновлено: 04.07.2024

Как влияет коэффициент пакеровки прибора на величину вытягивания кабеля в скважине

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

Дата введения 2001-07-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем) во исполнение совместного решения Роскомнедра, Минтопэнерго России и Госгортехнадзора Российской Федерации N МТ-3324 "О геофизическом информационном обеспечении при разведке и разработке месторождений нефти и газа" творческим коллективом специалистов:

Хаматдинова Р.Т. (руководитель коллектива), Козяра В.Ф. (ответственный исполнитель), Антропова В.Ф., Антонова Ю.Н., Белоконя Д.В., Блюменцева A.M., Буевича А.С., Велижанина В.А., Еникеевой Ф.Х., Ипатова А.И., Козяра Н.В., Козыряцкого Н.Г., Костина Ю.И., Кременецкого М.И., Леготина Л.Г., Малинина А.В., Микина М.Л., Митюшина Е.М., Михайлова В.М., Неретина В.Д., Пантюхина В.А., Пасечника М.П., Петерсилье В.И., Рудяка Б.В., Рындина В.Н., Снежко О.М., Филиди Г.Н., Фионова А.И., Черменского В.Г., Эпова М.И., Яруллина Р.К., Яценко Г.Г.

2 ВНЕСЁН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации

4 В настоящем документе реализованы нормы Законов Российской Федерации: "О недрах" с изменениями и дополнениями и "Об обеспечении единства измерений"

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Руководящий документ устанавливает для организаций топливно-энергетического комплекса единые требования проведения геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле и наземным оборудованием, обеспечивающим цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации.

Результаты геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) являются одним из основных видов геологической документации скважин, бурящихся для поисков, разведки и добычи нефти и газа. Их применяют для решения геологических, технических и технологических задач, возникающих на всех этапах жизни скважины:

- обеспечения заданных параметров бурения;

- корреляции пробуренных разрезов, оценки литологического состава и стратиграфической принадлежности пород;

- выделения коллекторов и количественных определений их фильтрационно-ёмкостных свойств и нефтегазонасыщенности;

- определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня;

- контроля процессов добычи нефти и газа, оценки текущей нефтегазонасыщенности и обводнённости коллекторов;

- информационного обеспечения технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов, их испытаний и интенсификации дебитов.

Материалы ГИРС составляют информационную основу для подсчёта и пересчёта запасов нефтяных и газовых залежей и определения степени их выработки. Они обеспечивают геологический, технический и экологический контроль (мониторинг) за эксплуатацией месторождений и отдельных залежей и выполнение природоохранных задач.

Полноту, качество и сроки выполнения ГИРС регламентируют "Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", утверждённые Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством природных ресурсов РФ 28 декабря 1999 г., которые предусматривают также основные обязанности и функции недропользователей и производителей ГИРС по обеспечению проведения работ.

Геофизические исследования в скважинах (ГИС) являются частью ГИРС, составляя тем не менее их основной объём. РД "Техническая инструкция" содержит требования к техническому обеспечению и технологиям проведения исследований комплексами и отдельными методами ГИС, контролю качества первичных данных измерений, к форматам и формам регистрации, транспортировки и хранения полученной информации. Выполнение требований документа обязательно при реализации на территории Российской Федерации лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья, сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа независимо от организационно-правовой формы, форм собственности и ведомственной принадлежности недропользователей.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативно-правовые и технические документы и стандарты:

2.3 ОСТ 153-39.1-005-00 "Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия", утверждённые Минэнерго РФ в 2001 г.

2.5 РД "Техническое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофизических бронированных кабелей", утверждённый Минтопэнерго РФ и МПР РФ в 1998 г.

2.7 СП 2.6.1.799-99 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99", утверждённые Минздравом РФ в 2000 г.

2.8 Методическое руководство "Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ", утверждённое Минтопэнерго в 1999 г.

2.9 "Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров (ГКЗ СССР) материалов по подсчёту запасов нефти и горючих газов", утверждённая ГКЗ СССР в 1984 г.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящем РД применены следующие термины для обозначения отдельных видов геофизических исследований и работ в скважинах:

- ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах, включающие изучение естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (ГИС и СГР), геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП);

- ГИС - геофизические исследования и работы во внутрискважинном и околоскважинном пространствах, выполняемые приборами на кабеле. К ним относят:

- каротаж - исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве, основанные на измерениях параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве, с целью изучения свойств разбуренных горных пород, выявления продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов, привязки к разрезу по глубине других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики;

- ИТСС - исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования, необходимые для информационного обеспечения управления процессами бурения скважины, спуска и цементирования обсадных колонн, вторичного вскрытия коллекторов и вызова притоков пластовых флюидов, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. Решение этих задач включает определение: траектории и конфигурации ствола скважины, глубины прихвата бурового инструмента в бурящихся скважинах; высоты подъёма цемента за обсадной колонной, полноты заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с колонной и горными породами, положений в разрезе муфт обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ), их толщин и дефектов; в эксплуатационных скважинах - местоположения технологического оборудования, парафиновых отложений, интервалов порывов эксплуатационной колонны, глубин прихвата НКТ;

- ПГИ - промыслово-геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и в процессе длительной эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах и гидродинамических связях пластов, включающие измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины. Синонимы ПГИ - ГИС-контроль и гидродинамические исследования в скважинах (ГДИС);

- прямые исследования пластов - опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов, обеспечивающие отбор образцов пород и проб пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение пластового давления в процессе отбора проб флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта.

К геофизическим работам в скважинах относят работы и исследования, связанные с привязкой интервалов перфорации, сверлящую перфорацию, освоение пластов свабированием, интенсификацию притоков пластовых флюидов и удаление гидратных и асфальтеново-парафиновых отложений с помощью геофизического оборудования.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Правильный подбор диаметра пакерующего элемента означает определение наибольшей возможной его величины, при которой пластоиспытатель свободно проходит по стволу скважины. Соотношение диаметра ствола скважины в зоне пакеровки и диаметра пакерующего элемента характеризуется коэффициентом пакеровки . [31]

По мере повышения Ар разность между внутренним давлением в рукаве / 0 и Ар вначале уменьшается, а затем плавно стабилизируется. Стабилизированная разность рвн - Ар зависит от ряда факторов: давление пакеровки, исходного наружного диаметра рукава, числа его силовых слоев, эксцентриситета уплотнителя в скважине, коэффициента пакеровки и др. На рис. 31 показано влияние давления пакеровки на величину стабилизированной разности рвн - До. Поскольку уплотнение с помощью пакера является контактным, качество герметизации обусловлено давлением на контакте резина - стенка скважины. [33]

Чувствительность прибора в целом равна произведению коэффициента пакеровки на чувствительность измерительного преобразователя, например, турбинки. Поэтому нестабильность и неопределенность коэффициента пакеровки обусловливают мультипликативную погрешность - погрешность чувствительности устройства. В общем случае величина коэффициента пакеровки зависит не только от свойств жидкости, конструктивных особенностей прибора, состояния обсадной колонны, но и от величины потока жидкости. Для большинства типов пакеров с увеличением потока жидкости вследствие возрастания перепада давления на приборе происходит самоуплотнение пакера и коэффициент пакеровки растет. [34]

Для большей достоверности исследований прибор 3 раза останавливают на одних и тех же глубинах, принимая за истинные средние значения. Это особенно важно для дебитомеров с пакером фонарного типа. Необходимость трехкратных замеров обусловлена непостоянством коэффициента пакеровки . При исследовании скважины дебитомером с металлическим пакером типа ДГД-4 проводить повторные замеры на одной и той же глубине невозможно, поэтому измерения следует делать через небольшие интервалы, равные 20 - 30 см. Большое число замерных точек повышает надежность исследований. [35]

При остаточных деформациях лепестков пакера характеристики дебитомера становятся нелинейными. Исследования показали, что коэффициент пакеровки дебитомера при увеличении диаметра колонны уменьшается. При перестановке прибора с раскрытым пакером в колонне постоянного диаметра коэффициент пакеровки практически остается неизменным. [37]

К результатам, полученным при непрерывном протягивании прибора в зоне измерения, необходимо относиться очень осторожно. Это в одинаковой степени относится как к пакерным, так и к беспакермым приборам. О погрешностях, возникающих при отклонении прибора от центра скважины, и влиянии изменения коэффициента пакеровки было уже сказано выше. Они проявляются при непрерывном протягивании прибора. [39]

В процессе расширения рукава в кожухе диаметром DKO) K, практически соответствующим kn - - 1 3, не менее 95 % увеличения объема V кольцевой полости уплотнителя происходит при повышении давления от О до 1 МПа. При последующем повышении давления до 15 МПа интенсивность увеличения объема незначительна и плавно затухает. При сравнительно низких внутренних избыточных давлениях ( до 4 - 6 МПа) неполнота контактной зоны значительно зависит от коэффициента пакеровки kn: чем больше kn, тем больше Д / к. Эти особенности обусловлены степенью растяжения силовых нитей. [40]

Несколько более сложна корректировка при двухком-понентном потоке вода - нефть. Корректировка результатов измерения в этом случае проводится в нижнеследующем порядке. По прибору находятся общий объемный расход, долевое значение обводненности W, определяются плотности нефти и воды рн, рв в забойных условиях, коэффициент объема газа 6гН, а также зависимости коэффициентов пакеровки от вязкости среды. Нахождение расходов производится в следующем порядке. [41]

Однако такая интерпретация явно ошибочна. Во-первых, точки, расположенные выше и ниже этого участка, не имеют больших разбросов и соединение их между собою дает кривую с ростом расхода снизу вверх. Во-вторых, на других участках интегрального профиля отсутствуют точки, сильно отделившиеся от основной массы точек в сторону меньших расходов. Все это говорит о том, что коэффициент пакеровки прибора стабилен и не может быть причиной отклонения точек области А. [42]

Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индуктивности изменяется частота выходного сигнала. Датчики подключаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через Ш-12 с. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2 - 3 с. Пакерующсе устройство состоит из пакера, образованного металлическими пластинами 12, пары винт - гайка 15 и электродвигателя 77, Пластины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхности гайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу со скосом. Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступательно по пазу, параллельному осевой линии, и результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке, В конце хода пластины плотно прижимаются к корпусу прибора, перекрывая входные отверстия. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Диапазоны измеряемых расходов в зависимости от коэффициента пакеровки могут быть 1 - 60 или 2 - 150 т / сут. [44]

Катушки индуктивности датчиков давления и расхода входят в состав колебательных контуров LC-генераторов. Поэтому при изменении индуктивности изменяется частота выходного сигнала. Датчики подключаются к наземной аппаратуре последовательно посредством вызова сигнала или автоматически через 10 - 12 с. В автоматическом режиме работы время измерения составляет 2 - 3 с. Пластины пакера, образующие каркас, закреплены во втулках в два ряда. Нижняя подвижная втулка 14 соединена с гайкой, перемещающейся по ходовому винту 13, который через редуктор 16 соединен с валом электродвигателя. При открытии пакера по сигналу с поверхности гайка вначале совершает движение по винтовой линии, перемещаясь по пазу со скосом. Пластины 12 каркаса изгибаются и прижимают надетую на них оболочку к стенкам скважины. В конце хода гайка перемещается поступательно по пазу, параллельному осевой линии, в результате чего усиливается прижатие пластин к стенкам скважины. При движении гайки по винтовой линии пластины каркаса, закрепленные шарнирно на втулке 14, поворачиваются под углом к образующей. Закрытие пакера происходит в обратном порядке. В конце хода пластины плотно прижимаются к корпусу прибора, перекрывая входные отверстия. Диаметр корпуса прибора составляет 40 мм при длине 2800 мм. Диапазоны измеряемых расходов в зависимости от коэффициента пакеровки могут быть 1 - 60 или 2 - 150 т / сут. [45]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Условия работы уплотнительных элементов, учитываемые при исследованиях, изменялись в следующих пределах: коэффициент пакеровки kn 1 15 - М 5, давление пакеровки рп СН-22 МПа, эксцентриситет уплотнительного элемента по отношению к испытательной камере - от нуля до соприкосновения уплотнительного элемента с камерой. [16]

Таким образом, для получения достоверных результатов с помощью пакерных расходомеров наиболее важное условие, - постоянство коэффициента пакеровки . [17]

В режиме работы влагомера с раскрытым пакером поток жидкости полностью или известная доля его ( с учетом коэффициента пакеровки ) направляется через измерительный датчик. [18]

Скважинный расходомер, содержащий корпус с измерительным каналом, в котором расположен узел измерения расхода, электрически соединенный с регулирующим прибором, пакер с изменяющимся коэффициентом пакеровки , привод, размещенный в герметичном отсеке и кинематически связанный с па-кером, отличающийся тем, что с целью повышения точности измерения он снабжен датчиком раскрытия пакера, блоком сравнения, обмоткой намагничивания, размещенной на герметичном отсеке для взаимодействия с корпусом, прибором, а узел измерения расхода дополнительно соединен с блоком срав-причем датчик раскрытия пакера электрически соединен с регистрирующим нения, выход которого подключен к обмотке намагничивания, при этом герметичный отсек подпружинен и выполнен с возможностью осевого перемещения в корпусе. [19]

Выбор диаметра пакера следует производить в соответствии с данными табл. IX.3, где приведены диаметры резиновых элементов в зависимости от диаметра необсаженной скважины в интервале установки пакера и численные значения коэффициента пакеровки . [20]

Выбор диаметра пакера рекомендуется [13] производить в соответствии с данными табл. 17.6, в которой приведены диаметры резиновых элементов в зависимости от диаметра необсаженной скважины в интервале установки пакера и численные значения коэффициента пакеровки . [21]

Пакеры механического сжатия применяют при небольших зазорах в скважине. Обычно коэффициент пакеровки / С ( К DCKJD iaK - отношение диаметров скважины и пакера) для таких пакеров принимается в пределах 1 06 - 1 11 и зазоры между корпусом пакера и стенкой скважины для наиболее распространенных диаметров скважин 190 - 214 мм составляют 5 - 10 мм. [22]

На рис. 18 изображены обобщенные экспериментальные характеристики зонтичного пакера, состоящего из 40 полосовых пружин шириной 4 мм, толщиной 0 4 мм, длиной 280 мм, и капроновой оболочки, полученные вместе с потокометрическим узлом прибора Поток. Увеличение коэффициента пакеровки на горячей воде ( кривая 3 обусловлено уменьшением жесткости капроновой оболочки пакера с увеличением температуры. [24]

Чувствительность всего расходомера прямо пропорциональна чувствительности первичного преобразователя и коэффициенту пакеровки. Вместе с тем чем больше коэффициент пакеровки , тем меньше максимальный расход, измеряемый прибором, так как одновременно увеличивается перепад давления и выталкивающая сила, действующая на прибор. [27]

Па-кер 12 выполнен в виде полого цилиндрического пакета из плоских тонких пружин, расположенных в радиальных плоскостях. В последнем модернизированном варианте прибора для повышения коэффициента пакеровки предусматривается использование оболочки из непроницаемой ткани, помещенной снаружи пластин пакера. Концы пружин упираются в кольцевые выточки в торцах верхней и нижней цилиндрических обойм, размещаемых с обеих сторон пакера. Выключение привода пакера при полном открытии или изакрытии его производится посредством толкателя 13, перемещаемого передачей винт-гайка. Толкатель воздействует на концевые микровыключатели 6, которые разрывают цепь питания двигателя. Степень раскрытия пакера может регулироваться смещением положения микровыключателей. [29]

Степень действия вязкости на показания механических расходомеров зависит от скорости течения жидкости, при турбулентном движении которой она минимальная. В большей степени вязкость жидкости оказывает влияние на коэффициент пакеровки прибора и величину перепада давления на приборе. Механические примеси в жидкости нарушают пропорциональность между скб-ростями потока и вращения турбинки. [30]

28. ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КАБЕЛЬ

28.1 Грузонесущие геофизические бронированные кабели (в дальнейшем — кабели) применяют для спуска и подъема скважинных приборов (сборок) и измерения глубины их нахождения в скважине, питания приборов электроэнергией, в качестве каналов информационной связи между наземным регистратором и приборами, для выполнения различных работ в скважинах.

28.2 Для ГИС применяют кабели, отвечающие требованиям отраслевого стандарта ОСТ 153-39.1-005-00 «Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия». М.: Минтопэнерго РФ, 2000 и РД «Техническое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофизических бронированных кабелей». М.: Минтопэнерго РФ и МПР РФ, 1998. В зависимости от типа кабеля его характеристики должны находиться в пределах:

разрывное усилие — 10-130 кН, по отдельному заказу — 180 кН; термостойкость — 90-200 °С, по отдельному заказу — до 250 °С; электрическое сопротивление токопроводящей жилы постоянному току при 20 °С — не более 6-40 Ом/км; емкость — 0,06-0,09 мкФ/км между жилой и броней, 0,10-0,14 мкФ/км между двумя жилами; электрическое сопротивление изоляции жил при 20 °С - не менее 15000 МОм в пересчете на 1 км при измерении непосредственно после изготовления и 0,5-20 МОм в процессе эксплуатации; коэффициент затухания на частоте 50 кГц — не более 7,5-9,9 дБ/км; волновое сопротивление — не менее 63-100 Ом/км; максимальное рабочее напряжение — 600 В; гарантийный срок эксплуатации — 12 месяцев при наработке до первого отказа не менее 200 км пробега через мерный ролик; минимальный пробег до списания — 1800-2200 км; минимальное электрическое сопротивление изоляции жил кабеля, при котором производится его списание, — 0,5 МОм.

28.3 Выбор кабеля проводят с учетом: характера работ (ГИС, ПВР, свабирование); типов применяемых скважинных приборов (рассчитанных на работу с одно-, трех-, семижильным кабелем); глубин исследуемых скважин и забойной температуры (разрывное усилие, термостойкость); свойств промывочной жидкости (вид изоляции жил).

28.4 Ввод кабеля в эксплуатацию проводит персонал каротажной партии (отряда).

28.4.1 Перед вводом в эксплуатацию кабель перематывают с транспортного барабана на лебедку каротажного подъемника. Конец кабеля пропускают через отверстие в обечайке барабана и подсоединяют к коллектору. Крепление кабеля на внешней поверхности обечайки не допускается во избежание повреждения изоляции жил. Кабель на барабане не крепят: он удерживается за счет сил трения между барабаном и витками кабеля, для чего не менее половины витков кабеля последнего ряда не сматывают с барабана при спускоподъемных операциях. Кабель наматывают на барабан под натяжением, соответствующем натяжению в скважине и обеспечивающем плотную без перехлестывания укладку витков; натяжение не может быть меньшим 5 кН.

28.4.2 В случае, когда кабель был смотан с заводского барабана на лебедку подъемника при недостаточном натяжении, производят его вытяжку в полевых условиях (растянув кабель на земной поверхности с подвешенным к нему через вращающееся соединение грузом и наматывая на барабан со скоростью около 1000 м/ч) или о процессе не менее двух спусков и подъемов кабеля с грузом в скважине.

28.4.3 Крепление кабельного наконечника к геофизическому кабелю производят проволоками внешнего повива брони, ослабляя место крепления по сравнению с разрывным усилием кабеля. Ориентировочное число заделываемых проволок приведено в таблице 6.

При использовании кабеля в качестве гибких элементов (вставок) скважинных приборов разрывное усилие его крепления к узлам прибора должно быть равным разрывному усилию заделки кабельного наконечника.

Таблица 6 - Число проволок геофизического кабеля, заделываемых в кабельный наконечник

28.4.4 Сращивание геофизического кабеля рекомендуется как крайняя мера. Длина наращиваемого снизу отрезка должна составлять не более 20 % длины кабеля, находящегося на лебедке, и не превышать 2000 м.

Ремонт геофизического кабеля выполняют в случае, если обрыв брони или другое механическое повреждение произошли на концевом отрезке длиной не менее 300 м, в противном случае отрезок кабеля с поврежденным участком необходимо отрубить.

28.4.5 Разметку геофизического кабеля в стационарных условиях выполняют на разметочной установке, например, типа УPC-10-10, обеспечивающей разметку кабеля под натяжением. Натяжение должно изменяться плавно или ступенчато через 500-1000 м, первый участок кабеля длиной 2000 м может быть размечен при постоянной нагрузке.

Для разметки кабеля в полевых условиях используют переносные установки, например УAPK2-0,5 а при малых глубинах скважин (менее 300 м) допускается ручная разметка с использованием мерной ленты. В процессе разметки и после нее контролируют наличие выставляемых магнитных меток.

Новый кабель в течение первого месяца эксплуатации рекомендуется размечать перед каждым выездом на скважину В дальнейшем разметку проводят с периодичностью, указанной в таблице 7 в днях и километрах пробега кабеля через мерный ролик, в зависимости оттого, что раньше наступит. Эти сроки уточняют в каждом районе работ.

Таблица 7 - Максимальные интервалы между периодическими разметками кабеля

Глубина скважины, м	Периодичность разметки (дней, км пробега)
Срок эксплуатации менее 3 мес.		Срок эксплуатации более 3 мес.
Дни	Пробег, км	Дни	Пробег, км
до 3000	22	300	70	1000
3000-4000	16	290	55	900
4000-5000	12	270	45	800
5000-6000	10	250	35	700
6000-7000	8	230	25	600
более 7000	6	200	18	500

Кабель подлежит обязательной повторной разметке:

после освобождения от прихвата кабеля или прибора; после нахождения на каротажном подъемнике без использования более 1 месяца со сроком эксплуатации до 3 месяцев и более 2 месяцев со сроком эксплуатации 3 месяца и более.

28.5 Геофизический кабель или его отрезок считается непригодным к дальнейшей эксплуатации, если имеет место:

сопротивление изоляции составляет менее 0,5 МОм; количество обрывов проволок брони превышает 3 на 1 км; абразивный износ проволок наружного повива превышает 40 % по диаметру; разрывное усилие при чистом растяжении меньше номинального на 30 % (быстрое уменьшение разрывного усилия для новых кабелей, не имеющих существенного абразивного износа брони, что может наблюдаться при эксплуатации в скважинах с сероводородом); овальность кабеля достигает значений 3,5 % при работе через лубрикатор и 25 % для других кабелей.

28.6 Спускоподъемные операции с применением геофизического кабеля относятся к работам с высокой потенциальной аварийностью, поэтому их выполняют, соблюдая требования, выработанные долголетней практикой ГИС.

28.6.1 Перед подсоединением скважинного прибора проверяют сопротивление изоляции жил кабеля и отсутствие обрывов жил. Сопротивление изоляции должно быть в пределах 0,5-20 МОм на всю длину кабеля в зависимости от вида выполняемых исследований и работ.

28.6.2 На расстояниях 10 и 50 м от кабельного наконечника на кабеле устанавливают хорошо видимые предохранительные метки из изоляционной ленты, информирующие о приближении скважинного прибора к устью скважины.

28.6.3 Спуск геофизического кабеля в скважину осуществляют со скоростью, не превышающей 8000 м/ч, а при спуске длинных сборок — не превышающей 5000 м/ч.

При подходе к забою скорость снижают до 350 м/ч, перепуск кабеля не должен превышать 2-5 м. Стоянка прибора на забое не должна превышать 5 мин. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

Резкое торможение барабана лебедки во время спуска недопустимо во избежание соскальзывания кабеля с роликов и его дальнейшего обрыва.

28.6.4 Начинать подъем кабеля следует плавно, без рывков, медленно увеличивая скорость движения до значения, принятого для выполнения соответствующих видов ГИС. При приближении скважинного прибора на 50 м к башмаку обсадной колонны или к устью скважины скорость должна быть снижена до 250 м/ч.

Выше интервала запланированных исследований, где не ведут регистрацию данных, скорость подъема увеличивают до 5000 м/ч. На выходе из скважины кабель очищают всеми возможными способами — струей воды, в зимнее время — горячей водой с паром, обдувом воздухом, механическими скребками, но не вручную.

28.6.5 Спуск и подъем кабеля контролируют по показаниям датчиков натяжения и глубин. В неподвижном состоянии в открытом стволе кабель должен находиться не более 5 мин.

В случае более длительных (более 5 мин) технологических остановок скважинного прибора, необходимых для проведения исследований неподвижными приборами (например, произвести отбор проб пластовых флюидов или образцов пород), кабель необходимо «расхаживать». Для этого на кабеле у барабана лебедки устанавливают контрольную метку и периодически спускают, а затем поднимают до метки несколько метров кабеля. Длительность технологических остановок определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

28.6.6 Геофизические исследования и работы в скважинах должны быть прекращены, а кабель и скважинный прибор извлечены из скважины при:

появлении нефтегазопроявлений и переливов промывочной жидкости: поглощении промывочной жидкости с понижением уровня более 15 м/ч; возникновении затяжек кабеля при подъеме; неоднократных остановках скважинного прибора при спуске, кроме как на известных уступах и в кавернах; производстве на буровой работ, не связанных с геофизическими исследованиями и мешающих проведению последних; возникновении неисправности лаборатории, подъемника, скважинного прибора, кабеля; ухудшении метеоусловий: при видимости менее 20 м, скорости ветра более 20 м/с, обледенении кабеля.

28.7 В случае прихвата кабеля или прибора, который фиксируют по приближению значения натяжения кабеля к его разрывной прочности, необходимо немедленно остановить подъем.

Для освобождения кабеля от прихвата проводят многократные «расхаживания» кабеля с изменением нагрузки от значения массы кабеля до половины фактического разрывного усилия в точке заделки его в кабельном наконечнике. Переменные нагрузки создают с помощью подъемника, натягивая кабель и резко снимая натяжение отключением привода лебедки.

Иногда кабель удается освободить, оставив его на некоторое время под сильным натяжением. Если такая мера не дает положительных результатов, то вновь повторяют многократные «расхаживания». Их прекращают при явной безрезультативности выполняемых действий, но в любом случае при образовании «жучка», «фонаря» или порывах пяти и более проволок брони наружного повива.

28.7.1 После неудачных попыток освобождения кабеля «расхаживанием» его оставляют под натяжением и оповещают руководство геофизического предприятия и недропользователя о возникшей аварийной ситуации. Последующие мероприятия по ликвидации аварии выполняют согласно плану, разработанному обеими сторонами.

28.7.2 Обрыв геофизического кабеля при прихвате осуществляют буровой лебедкой или лебедкой подъемника, если работы выполнялись в обсаженной скважине без грузоподъемного механизма.

Оборванный в скважине конец кабеля захватывают с помощью спущенного на бурильных трубах (или НКТ в обсаженных скважинах) «ерша», представляющего собой стальной конус с приваренными к нему под углом крюками.

28.7.3 Другой вариант освобождения кабеля, прибора и груза, которые не имеют ловильной «гребенки» на головке, реализуют с помощью овершота или патрубка, выполняющего роль овершота для захвата скважинного прибора. Для этого:

кабель обрубают у лебедки подъемника; пропускают конец кабеля через отверстие в овершоте; обрубленный кусок кабеля сращивают с кабелем, оставшимся на лебедке, и натягивают с помощью лебедки подъемника; опускают овершот на бурильных трубах или НКТ без их вращения, оставляя кабель за внешней поверхностью труб; опустив трубы на глубину, на несколько метров превышающую глубину прихвата, восстанавливают циркуляцию и медленно опуская трубы (и стравливая кабель с лебедки подъемника при увеличении натяжения) промывают скважину до ликвидации прихвата, которую определяют по резкому уменьшению натяжения кабеля; если прихвачен также скважинный прибор, то спуск труб продолжают до входа головки прибора в овершот; подъем кабеля и труб после ликвидации прихвата производят синхронно на малой скорости.

28.7.4 Особые меры предосторожности предпринимают при ликвидации радиационных аварий.

28.7.4.1 Радиационными авариями при проведении ГИС и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах являются события, обусловленные неисправностями технических средств, неправильными действиями работников, стихийными природными воздействиями или иными причинами, вызывающие потерю источника ионизирующего излучения, которая может привести или приводит к облучению людей выше установленных норм или радиоактивному загрязнению окружающей среды.

К наиболее радиационно опасным авариям относят:

обрыв прибора и оставление источника ионизирующего излучения в скважине; повреждение источника, аварийно оставленного в скважине; потерю источника в пути следования к месту проведения работ или при временном хранении на скважине; разрушение (разгерметизация) содержащих радиоактивные изотопы транспортируемой активационной установки, емкости с меченой жидкостью или линий обвязки устья скважины, с использованием которых производится их закачка в скважину.

28.7.4.2 Перечень возможных радиационных аварий для конкретных условий работы с ионизирующими источниками и радиоактивными веществами заблоговременно согласовывается с органами государственного санитарно-эпидемиологического надзора.

28.7.4.3 Ликвидация радиационных аварий осуществляется силами нефтяной, газовой и геофизической организаций по индивидуальному плану, согласованному с региональными органами государственного санитарно-эпидемиологического надзора, Госатомнадзора России, МПР России, при участии, в случае необходимости, сил и средств МЧС России.

Обеспечение радиационной безопасности при ликвидации аварии должна регламентироваться отраслевой инструкцией, разработанной на основе требований СП 2.6.1.799-99 «Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99», М: Минздрав России, 2000.

28.7.4.4 При ликвидации аварии обязательны:

постоянный радиационный контроль промывочной жидкости и бурильного инструмента, извлекаемых их скважины; подтверждение факта нахождения скважинного прибора с источником на забое и отсутствие разгерметизации источника; как крайнее средство, применяют тампонаж скважинного прибора цементным раствором с дальнейшим контролем головы цементного камня.

При аварии с разгерметизацией источника работы по ликвидации ведут с обязательным дозиметрическим и радиометрическим контролем, комплексом мер по дезактивации и защите персонала.

28.7.5 О каждой радиационной аварии составляют акт с указанием причин и мер по их предупреждению. В случае разногласий при определении причин аварии должна быть проведена техническая экспертиза третьей стороной.

Задачи, решаемые дебитометрией

Определение дебита в эксплуатационных скважинах входит в состав систематических геолого-промысловых наблюдений и осуществляется путем измерения времени, в течение которого жидкость заполняет емкость известного объема.

По показаниям поверхностных измерителей, можно судить о продуктивности нефтенасыщенного коллектора, если он представлен одним пластом. Если залежь нефти сложена несколькими пластами, то однозначно решить эту задачу нельзя. Поэтому для послойных определений дебита используют данные, получаемые по результатам исследования скважин расходомерами. Показания пакерного механического расходомера приводятся к поверхностным условиям:

где - расход водоносного пласта,-расход нефтеносного пласта, - коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенный по воде на гидродинамическом стенде, – коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенной при вязкости жидкости в скважинных условиях;– измеренное объемное значение расхода жидкости; , где – объемное содержание газа в нефти (– объем нефти с растворенным в ней газом при забойном давлении и температуре,- объем нефти, измеренный на поверхности после дегазации). Величиназависит от растворенного газа и изменяется в большинстве случаев от 1.05 до 1.2.

В добывающих скважинах, работающих нефтью с водой нужно при определении дебита знать процентное содержание воды в нефти. Для этого, кроме замера расходомерами приводят замеры влагомерами. Совместная обработка данных о дебитах и обводненности проводятся в двух точках, расположенных выше и ниже пласта.

3.2 Изучение профилей притока

По результатам измерений механическими и термокондуктивными дебитомерами (расходомерами), а также по данным методом высокочувствительной термометрии и изотопов можно получить профили притока жидкостей или газа по мощности работающего пласта.

Профилем притока пласта называется график зависимости количества жидкости или газа, поступающих из единицы толщины (или в нее), от глубины ее залегания.

Могут быть профили расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины (профиль притока). Профиль — основной исходный источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль скрытого перфорацией продуктивного разреза.

Изучение профилей притока начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. На начальном этапе разработки месторождения после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает условия, когда пластовое давление близко к первоначальному, продукцией является безводная нефть, воздействие закачки на отдачу и энергетические параметры пластов несущественны. Изменения во времени конфигурации графика притока или поглощения обычно указывают на перераспределение пластовых давлений и, следовательно, величин притоков из различных пластов, которое также может быть вызвано

увеличением степени обводненности пластов или проведением в скважинах геологических мероприятий.

Читайте также: