• Реклама

  • Реклама


  • Новости сайта
  • "ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ. РД 153-39.0-072-01" (утв. Приказом Минэнерго РФ от 07.05.2001 N 134)

    Страница 11


    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 | Стр.15 | Стр.16 |


    На плане скважины показывают: направление координатных осей; масштаб; положение устья скважины; проектное и фактическое положение забоя; смещение забоя, дирекционный угол или азимут направления "устье-забой", расстояние в плане между фактическим и проектным положениями забоя. На профиле скважины показывают: направление координатной оси Z; масштаб; дирекционный угол или азимут вертикальной плоскости, на которую проецируется ось скважины.

    21. ПЛАСТОВАЯ НАКЛОНОМЕТРИЯ

    21.1. Пластовая наклонометрия - вид каротажа, предназначенный для определения элементов залегания пород в разрезе скважины.

    Результаты пластовой наклонометрии применяют для выделения и определения толщин и элементов залегания (углов и азимутов падения) пластов горных пород с различными литологическими и фильтрационно-емкостными характеристиками, фациального анализа и прогнозирования на этой основе структурных и комбинированных ловушек, оценки достоверности результатов сейсморазведки и выбора мест заложения скважин.

    21.1.1. Пластовая наклонометрия может быть реализована в двух модификациях: на основе измерения направления геофизических полей, например электромагнитных (определенными возможностями располагает метод индукционной наклонометрии); на основе реализации метода координат.

    Пластовая наклонометрия по методу координат основана на определении ориентации тонкого прослоя по координатам трех или большего числа точек, соответствующих сечению прослоя скважиной, и реализуется путем измерений прижимными датчиками, перемещающимися по нескольким различным образующим стенки скважины в плоскости, перпендикулярной оси скважины. В качестве датчиков используют микрозонды или боковые микрозонды, как наиболее эффективные по простоте, надежности, разрешающей способности, диапазону измеряемых характеристик и скорости измерения.

    21.1.2. Радиусы скважины, измеряемые одновременно с электрическими характеристиками пород, также используют для определения элементов залегания пород (способ механической наклонометрии) при условиях: погрешность изменения радиусов - не более первых долей мм; по результатам опробования конкретного прибора установлена сходимость результатов электрической и механической наклонометрии.

    21.1.3. Ограничения метода общие для прижимных скважинных приборов. Скорость проведения исследований - не более 800 м/ч.

    21.2. Аппаратура (наземная панель и скважинный прибор) пластовой наклонометрии должна удовлетворять общим требованиям к приборам для исследования открытого ствола скважин и обеспечивать возможность измерения (или расчета по результатам измерений) параметров, характеризующих пространственное положение пластов.

    21.2.1. Комплекс измеряемых и расчетных параметров пластовой наклонометрии должен включать характеристики пород и ствола скважины по глубине:

        -  электрические  характеристики  пород в прискважинной зоне - значения
    кажущегося   удельного  электрического  сопротивления  ро , вычисленные  по
                                                             к
    измеренным  потенциалу или току каждого датчика; азимутальное распределение
    кажущегося  УЭС прискважинной зоны; интегральное значение кажущегося УЭС на
    данной глубине;

    - элементы залегания пластов - угол и азимут падения, которые рассчитывают с учетом данных о кривизне скважины;

    - элементы кривизны скважины - угол и азимут наклона, рассчитанные по ортогональным составляющим угла наклона и вектора магнитного поля Земли;

    - характеристики ствола скважины - радиусы по каждому направлению;

    - ориентированную форму сечения скважины на данной глубине.

    21.2.2. Обязательные требования к скважинному прибору:

    - наличие не менее четырех прижимных датчиков;

    - измерение каждым датчиком не менее двух характеристик - электрической (кажущееся сопротивление, потенциал или сила тока) и механической (радиус скважины);

    - наличие инклинометрического блока (датчики угла и азимута);

    - согласованные по текущему времени измерения всеми датчиками;

    - конструкция датчиков должна обеспечивать измерения кажущихся удельных сопротивлений в диапазоне от 0,5 до 150 Ом х м при изменении УЭС промывочной жидкости от 0,05 до 5 Ом х м;

    - требования к датчикам МК, БМК, инклинометрии такие же, как для отдельно применяющихся приборов (модулей) этих методов (подразделы 14.4, 14.8 и раздел 20).

    21.2.3. Дополнительные рекомендуемые требования: наличие акселерометрического блока с датчиком линейного ускорения для введения поправок за неравномерность движения скважинного прибора; чувствительность датчиков к изменению радиуса - не более первых долей мм.

    21.2.4. Минимальные требования к методическому обеспечению: программная реализация построения корреляций между кривыми микрозондов; расчет элементов залегания пород по методу координат.

    21.2.5. Целесообразно аппаратурное или методическое комплексирование пластовой наклонометрии с электрическими сканерами.

    21.3. Калибровки аппаратуры, скважинные измерения и контроль качества материалов проводятся в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на конкретный тип аппаратуры.

    21.4. Форма представления данных на твердых копиях не регламентируется. Обязательно представление следующих результатов:

    - кривых измерений всеми электрическими микрозондами с нанесенными линиями основных корреляций;

    - кривых профилей скважины по данным измерения радиусов;

    - инклинограммы (угол и азимут кривизны скважины);

    - наклонограммы (углы и азимуты падения поверхностей раздела пластов по выделенным корреляциям);

    - обобщенных углов и азимутов падения для отдельных пластов.

    На твердых копиях могут быть представлены другие результаты (ориентированные формы сечения скважины, схемы ориентированного положения микрозондов при измерениях, гистограммы, розы-диаграммы и др.).

    22. ТЕРМОМЕТРИЯ

    22.1. Метод заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине в установившемся и неустановившемся режимах. Измеряемая величина - температура (разность температур) в градусах Цельсия (°С). Сокращение - Т или Терм.

    Измерение естественных полей выполняют:

    - в установившемся режиме с целью определения естественной температуры пород, геотермического градиента, геотермической ступени;

    - в неустановившемся режиме для сопровождения бурения и каротажа - определения температурного режима работы бурового инструмента и скважинных приборов;

    - получения информации для учета температуры при интерпретации данных каротажа. Разница полей, измеренных на этих режимах, зависит от времени пребывания скважины в покое. Она тем больше, чем меньший промежуток времени прошел после прекращения циркуляции промывочной жидкости в стволе скважины и других тепловых воздействий - заколонных перетоков, дросселирования нефти, газа и воды, прохождения фронта вод, закачиваемых в пласт, и т.д.

    Измерения искусственных полей ведут для:

    - оценки технического состояния обсаженных скважин - определения высоты подъема цемента; выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб;

    - сопровождения процесса эксплуатации скважин в комплексе с другими методами определения "притока-состава" - выделения интервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интервалов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; исследования нагнетательных скважин; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением.

    Результаты измерений, в том числе естественных полей, полученные в установившемся режиме, используют при этом в качестве фоновых наблюдений.

    22.2. В зависимости от измеряемой величины различают модификации метода: обычную термометрию ("термометрия"), при которой измеряют температуру, и дифференциальную термометрию, когда измеряют разность температур.

    Дифференциальную термометрию подразделяют на аномалий-термометрию (измерение отклонений температуры ДЕЛЬТА Т от некоторого среднего значения) и градиент-термометрию (измерение разности температур двух датчиков, разнесенных на фиксированное расстояние).

    22.3. Для измерения температуры применяют термометр сопротивления, спускаемый на геофизическом кабеле, максимальный ртутный термометр и глубинный самопишущий термометр, опускаемые на бурильных трубах в составе ИПТ.

    Термометр сопротивления комплексируют с приборами остальных методов ГИС. Он является частью технологического блока в сборках модулей.

    22.4. Термометр сопротивления должен удовлетворять следующим требованиям:

    - разрешающая способность - не хуже 0,01 °С (для отдельных модификаций приборов - 0,1 - 0,3 °С);

    - основная погрешность измерения температур в заданном диапазоне измерений - не более +/- 2%;

    - постоянная времени - не более 2 с;

    - сопротивление чувствительного элемента мостикового термометра - не более 2000 Ом;

    - дополнительная погрешность измерения за счет нагревания чувствительного элемента проходящим через него током - не более половины допустимой погрешности;

    - сопротивление изоляции жил кабеля при работе с термометром - не менее 2 МОм.

    22.5. Первичную, периодические и полевые калибровки ведут согласно общим требованиям раздела 6. Калибровки выполняют, руководствуясь эксплуатационной документацией для конкретного типа скважинного прибора.

    22.5.1. Контролируемыми параметрами являются постоянная времени и постоянная термометра, соответствующая изменению выходного напряжения на 1 °С.

    22.5.2. Основным средством периодических калибровок являются баки с водой различной температуры; температуру воды устанавливают с помощью образцовых термометров.

    22.6. Исследования в скважинах ведут, руководствуясь следующими требованиями:

    22.6.1. Перед спуском прибора в скважину измеряют температуру окружающей среды (допускается измерение температуры воздуха в станции) одновременно скважинным термометром и ртутным. Разница в показаниях обоих термометров не должна превышать +/- 0,5 °С.

    22.6.2. Примерная скорость каротажа должна составлять 1000; 800; 600 и 400 м/ч, если постоянная времени равна 0,5; 1; 2 и 4 с соответственно.

    Для регистрации аномалий температур, имеющих небольшую протяженность по глубине, скорость каротажа рассчитывают как:

                               ню = 3600Т  / G тау ,
                                         о        д

        где:
        Т  - порог чувствительности термометра;
         о
        G   -  градиент  температуры  в  скважине  (для  естественного  поля  -
    геотермический градиент Г);
        тау   -  динамическая тепловая инерция, которая в 1,5 - 2,5 раза больше
           д
    паспортного значения постоянной времени тау.
        Минимальная  толщина  h     прослоя  в  метрах,  для  которой  аномалия
                               min
    температуры максимально близка к истинной, определяется выражением:

                             h    = n ню тау  / 3600.
                              min           д

    Если значение аномалии устанавливают с точностью 99,9; 99,5; 99; 95 и 90%, то коэффициент n равен соответственно 6,9; 5,3; 4,6; 3 и 2,3.

    22.6.3. Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения.

    При определении естественной температуры необходимо: провести на ряде глубин измерения при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интервалом времени между ними не менее суток; в обоих вариантах разница показаний не должна превышать +1 °С.

    22.6.4. Измерения текущей температуры в скважине для определения температурного режима работы бурильного инструмента и скважинных приборов проводят при спуске и подъеме термометра.

    При определении мест поглощения в открытом стволе выполняют серию разновременных измерений. Локализацию интервалов интенсивных поглощений проводят по характерным аномалиям температуры.

    22.6.5. Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного прибора, повторное измерение - при его подъеме.

    22.6.5.1. Для определения высоты подъема цемента за обсадной колонной измерения проводят от устья до забоя скважины после затвердевания цемента, но не позже чем через двое суток после цементирования колонны для нормально схватывающихся цементов и через 15 - 20 ч - для быстросхватывающихся цементов. Оптимальное время исследований для нормально схватывающихся цементов - через 15 - 30 ч после окончания заливки.

    Запрещается проведение любых работ в скважине перед измерениями во избежание нарушения температурного режима.

    При применении нестандартных цементных растворов, а также в случае выполнения работ по специальным программам рекомендуется проводить временные измерения термометром в период схватывания и затвердевания цементной смеси через каждые 2 - 3 ч в течение 1 - 2 суток после окончания заливки.

    Эффективность определения высоты подъема цемента по температурной аномалии снижается в высокотемпературных скважинах при использовании низкосортных цементов (глино- и гельцементы), в случае загрязнения цементного раствора или односторонней заливки.

    22.6.5.2. Для определения интервалов перфорации измерения проводят на спуске и подъеме прибора непосредственно после перфорации, захватывая выше интервала перфорации участок глубин протяженностью не менее 50 м. Температурная аномалия, образованная горением зарядов перфоратора, расплывается в течение 1 - 2 суток. Эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов.

    22.6.5.3. При определении мест негерметичности обсадных колонн и пифтовых труб термометрию комплексируют с другими видами измерений комплекса "приток-состав" (ПГИ, ГИС-контроль).

    В случае хорошей приемистости скважины регистрируют термограммы в процессе закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости - после снижения уровня жидкости в скважине. Выполняют не менее двух измерений: в остановленной скважине (контрольное); после закачки воды в скважину или снижения в ней уровня.

    22.6.6. Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями данных другими методами ПГИ. Последовательность операций определяется требованиями раздела 12. Дополнительные требования следующие:

    22.6.6.1. Применение термометров с порогом чувствительности не хуже 0,01 °С обязательно при решении задач:

    - выделения интервалов притоков и приемистости;

    - определения местоположений отдающих пластов и установления обводненных интервалов в добывающих скважинах;

    - прослеживания температурного фронта закачиваемых вод.

    22.6.6.2. Применение термометров с порогом чувствительности 0,1 - 0,3 °С допускается при решении задач:

    - исследования нагнетательных скважин;

    - определения интервалов интенсивных перетоков;

    - выделения мест нарушения эксплуатационных колонн и лифтовых труб;

    - контроля за внутрипластовым горением, паротепловым воздействием и термозаводнением.

    22.6.6.3. Обязательна выдержка скважины перед выполнением фонового замера не менее одних суток после приостановления работ, связанных с промывкой скважины.

    22.6.6.4. В режиме притока регистрируют несколько термограмм (не менее трех), первую - непосредственно после вызова притока, вторую - через 1,5 ч после первой, затем через 2 - 3 ч проводят следующие замеры. Общее время наблюдений за формированием температурной аномалии дроссельного эффекта зависит от дебита скважины и должно быть не менее 10 ч при дебите более 10 куб. м/сут. и не менее 20 ч при меньших дебитах.

    22.7. Основные положения контроля качества измерений, оформления данных, формирования файлов недропользователя регламентируются разделом 6.

    22.8. На твердых копиях результаты измерений представляют в треках Т2-Т3 (рис. 1) в масштабе, выбранном в зависимости от решаемой задачи и диапазона изменения температуры. Увеличению температуры должно соответствовать смещение кривой вправо.

    23. ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ, ОТБОР ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

    И ОБРАЗЦОВ ПОРОД

    23.1. Испытание пластов и гидродинамический каротаж

    23.1.1. Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

    - измерение пластовых и гидростатических давлений и последующий расчет коэффициентов гидропроводности пород в точках измерения - гидродинамический каротаж (ГДК);

    - отбор и подъем на дневную поверхность герметизированных проб пластовых флюидов - опробование пластов (ОПК).

    Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт питания и управления. Функции скважинного прибора заключаются в изоляции исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака, вызова притока жидкости и газа из коллектора за счет перепада давления между пластом и емкостью прибора, измерении давления в полости стока прибора, герметизации и подъеме на поверхность отобранной пробы. Прибор включает взаимозаменяемые узлы опробования и испытания и 1 - 3 баллона по 6 л каждый для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров (в зависимости от диаметра скважины).

    23.1.2. Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120 °С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

    Испытания не проводят в горизонтальных и сильнонаклонных (больше 40°) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

    23.1.3. Основная контролируемая величина, подлежащая калибровке, - погрешность измерения давлений.

    23.1.3.1. Первичную калибровку мембранных тензометрических преобразователей давления проводит изготовитель аппаратуры с помощью аттестованных грузопоршневых манометров или измерительных прессов в термобарокамере при заданных термобарических режимах.

    Основная погрешность измерения составляет не более +/- (0,5 - 1,5) %, если пределы измерения давления равны 10, 25, 40, 60 и 80 МПа.

    23.1.3.2. Периодические калибровки проводят каждые два года с помощью тех же технических средств.

    23.1.3.3. Полевые калибровки датчика давления не проводят. Ориентировочно работоспособность датчика проверяют по измеренным в скважине значениям гидростатического давления.

    23.1.4. Подготовительные работы к исследованиям проводят в стационарных условиях в закрытом помещении, приспособленном для работ с маслами и керосином.

    23.1.4.1. Перед выездом на скважину проводят разборку прибора и проверку его узлов и деталей для контроля отсутствия механических повреждений и свободного перемещения подвижных деталей.

    23.1.4.2. Перед сборкой детали промывают соляром или керосином; соединительные каналы, золотниковые распределители и трубки продувают сжатым воздухом. Пробосборник и каналы поступления жидкости и газа промывают горячей водой и протирают.

    23.1.4.3. При сборке применяют комплекты сменных деталей, соответствующие глубине и диаметру скважины, где будут производиться работы: для скважин диаметром более 190 мм резиновый башмак прибора имеет радиус кривизны лицевой поверхности 100 мм, для скважин меньшего диаметра - 75 мм.

    23.1.4.4. Проводят проверку работы прибора на стенде путем включения электродвигателя на открытие прижимной лапы до срабатывания концевого выключателя. Так как в скважине прижимная лапа открывается за счет гидростатического давления, то на стенде ее необходимо открыть вручную с помощью ломика. Закрытие прижимной лапы проводят подачей тока обратной полярности.

    23.1.5 Регламентные работы в скважине, перечисленные ниже, проводят в обязательном порядке для обеспечения достоверности и качества материалов испытаний.

    23.1.5.1. Регистрацию нуль- и стандарт-сигналов проводят, используя эталонный резистор пульта питания и измерения, при каждом спуске прибора в скважину при расположении кабельного наконечника на уровне стола ротора. Продолжительность регистрации каждого сигнала - 5 с.

    23.1.5.2. Контроль полярности сигнала с датчика давления проводят только при первом спуске прибора.

    Если показания датчика увеличиваются с глубиной, то спуск прибора в скважину продолжают. При уменьшении показаний прибор поднимают до уровня стола ротора, меняют местами входы измерительных жил датчика давления на пульте, регистрируют нуль- и стандарт-сигналы, после чего проводят спуск прибора в интервал испытаний.

    23.1.5.3. Выбор исследуемых точек, очередность проведения исследований и технологию перестановки прибора с одной точки на другую выполняют согласно требованиям подраздела 10.1. Диаграммы давления на каждой точке исследования регистрируют отдельными файлами.

    23.1.5.4 Непосредственно после подъема прибора на поверхность проводят отбор и измерение проб флюидов:

    - объем газовоздушной смеси, не превышающий нескольких литров, определяют вытеснением воды из мерной емкости специального газосборника; при больших количествах - методом снижения давления;

    - если газа отобрано много и давление за один замер снижается незначительно (в пределах ошибки измерения), то замер давления повторяют 2 - 3 раза, объем выпущенного газа суммируют, беря для расчета начальное (до выпуска газа) и конечное (после 2 - 3-кратного выпуска газа) значения давлений;

    - пробы газовоздушной смеси отбирают в перевернутые бутылки с водяным затвором или в специальные пробосборники. Отбирают три пробы газа объемом 0,3 - 0,5 л каждая: первую - сразу после продувки газом системы соединительных шлангов, вторую - при снижении давления в пробосборнике на 30 - 50% по сравнению с начальным, третью - при снижении давления до атмосферного;

    - количество отобранной жидкости замеряют с помощью мерной емкости, количество нефти - после ее отстаивания;

    - необходимо учитывать количество жидкости, увлеченной газом и остающейся на стенках пробосборника и в каналах прибора. Пробы жидкости для анализа отбирают в бутылки объемом не менее 1 л.

    23.1.5.5. Исследования физических параметров проб жидкости (плотности, вязкости и удельного электрического сопротивления) проводят непосредственно на скважине и повторно в стационарной лаборатории. Химический анализ отобранной воды и исследования свойств отобранной нефти осуществляют в специализированных лабораториях.

    Экспресс-анализ газовоздушных смесей (определение суммарного содержания горючих газов и их компонентного состава) осуществляют на скважине с помощью оборудования станции ГТИ. Детальный анализ газов (определение неуглеводородных газов, нормальных и изомерных соединений) проводят в стационарных лабораториях.

    23.1.5.6. Экспресс-обработку кривых давления, на которых регистрируются все процессы, происходящие в полости стока прибора, начинают с выявления на кривых участков, соответствующих притоку и заполнению конкретных камер прибора и восстановлению давления до пластового.

        Обработка информативных участков включает:
        -  определение  давления,  отвечающего  участку  стабилизации на кривой
    восстановления давления (давление в конце отбора); в первом приближении его
    принимают   за  пластовое  давление  р  , если   продолжительность  участка
                                          пл
    стабилизации показаний во времени составляет не менее 15 с;
        -  определение  скоростей притока флюида Q  и депрессии Dp   для каждой
                                                  i               i
    измерительной камеры прибора проводят по формулам:

                           Q  = ню  / t , Dp  = р   - р ,
                            i     i    i    i    пл    i

        где:
        ню  - объем i-й камеры прибора, куб. см;
          i
        t  - время заполнения i-й камеры, снимаемое с диаграммы давления, с;
         i
        Q  - скорость притока в i-ю камеру, куб. см/с;
         i
        i - номер камеры прибора;
        р  - давление притока i-ю камеру, МПа;
         i
        -  расчет  проницаемости  пласта  в  точке  исследования при заполнении
    различных камер прибора проводят по формуле:

                                k    = Q  мю  / А Dp ,
                                 прi    i   ф       i

        где:

        мю  - вязкость фильтрующегося флюида, сПуаз;
          ф
        А - геометрический коэффициент стока, равный 0,13 м;
        k    - проницаемость пласта в исследуемой точке при депрессии Dp , мД.
         прi                                                            i
        При  отсутствии  сведений  о  вязкости  флюида рассчитывают коэффициент
    подвижности k   / мю .
                 пр     ф

    23.1.6. Качество кривых давления признается удовлетворительным, если оно отвечает следующим требованиям:

    - измерения выполнены с датчиком давления с непросроченной датой калибровки;

    - в пределах одного спуска-подъема имеется хотя бы одна запись нуль- и стандарт-сигналов;

    - расхождения измеренных значений гидростатического давления в начале и в конце исследования не превышают погрешность измерений;

    - в приточной точке длительность участка стабилизации давления при восстановлении до пластового - не менее 15 с.

    23.1.7. Файл недропользователя включает LIS-файлы давления по всем точкам исследований и необходимые сведения об объекте исследования.

    23.1.8. На твердых копиях результаты измерений представляют согласно приложению М.

    23.2. Отбор образцов пород сверлящим керноотборником

    23.2.1. Аппаратура сверлящего керноотборника состоит из скважинного прибора, пульта управления и разделительно-повышающего трансформатора. В свою очередь скважинный прибор содержит силовой электродвигатель, гидравлические и механические системы, предназначенные для привода исполнительных механизмов, осуществляющих прижатие прибора к стенке скважины, выбуривание образца, отделение его от массива пород и возврат механизмов в исходное положение.

    23.2.2. Подготовку прибора к работе в стационарных условиях выполняют согласно требованиям эксплуатационной документации.

    23.2.3. Производят разборку, чистку и смазку деталей прибора, проверяют отсутствие деформации и повреждений деталей, потертостей резиновых уплотнительных колец, их твердость и эластичность, сопротивление изоляции токоведущих цепей, сопротивление изоляции двигателя керноотборника. На стенде, позволяющем закрепить прибор в вертикальном положении, проверяют работоспособность керноотборника (выход и возврат в транспортное положение бура и прижимного устройства) и регулируют скорость подачи бура.

    23.2.3.1. Отбирают буровые коронки, соответствующие прочностным и абразивным свойствам пород, из которых будут отбираться образцы (пп. 10.2.3.1).

    23.2.3.2. Ремонтно-профилактические работы проводят в специальных помещениях площадью не менее 25 кв. м, отвечающих всем требованиям техники безопасности при работах с напряжением до 1000 В. Помещение должно иметь трехфазную сеть напряжением 380 В, принудительную вентиляцию и тельфер грузоподъемностью 200 кг. Для работы с прибором необходим специальный верстак с поворотным механизмом, обеспечивающим установку керноотборника в вертикальное положение для прокачки рабочей жидкости в полости прибора.

    23.2.4. Работы на скважине выполняются согласно технологической схеме, описанной в п. 10.2.4.

    23.2.4.1. Контроль за процессом выбуривания образца ведут по току нагрузки силового электродвигателя, величине и скорости проходки, которые отображаются приборами, расположенными на панели пульта управления.

    23.2.4.2. После литологического описания отобранных образцов их упаковывают в полиэтиленовые мешочки, соответствующие габаритам образцов. В каждый мешочек укладывается этикетка, на которой указаны номер скважины и глубина отбора.

    23.2.5. Контроль работ по отбору образцов включает проверку представителями геофизического предприятия и недропользователя правильности привязки глубин отбора, представительности и последовательности выбуренных образцов, правильности упаковки и раскладки образцов и заполнения этикеток.

    23.2.6. Результаты работ оформляют актом, форма которого приведена в Приложении Н.

    24. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ, ОБСАДНЫХ

    КОЛОНН И ЦЕМЕНТНОГО КОЛЬЦА

    24.1. Электромагнитная локация муфт

    24.1.1. Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.

    Применяют для:

    - установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

    - определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

    - точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

    - взаимной привязки показаний нескольких приборов;

    - уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

    - определения текущего забоя скважины;

    - в благоприятных условиях - для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

    Контроль вскрытия пластов бескорпусными кумулятивными перфораторами более эффективен, чем для корпусных перфораторов. Интервал перфорации невозможно установить в намагниченных трубах обсадной колонны и при изменении толщины стенки колонны за счет коррозии.

    24.1.2. Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

    Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

    24.1.3. Калибровку, проведение измерений и контроль качества данных выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на конкретный прибор.

    24.1.3.1. Для учета влияния скважинных условий при выделении интервала перфорации выполняют измерения до и после проведения перфорации.

    24.1.3.2. Скорость подъема прибора при отбивке муфт - 1000 - 2000 м/ч, а в случае одновременной регистрации данных другим видом ГИС - определяется требованиями, предъявляемыми к этому виду.

    24.1.3.3. Скорость перемещения прибора при контроле интервала перфорации - 200 - 300 м/ч.

    24.1.3.4. При определении глубины прихвата бурильных труб, а также при выделении интервалов перфорации с предварительным намагничиванием труб, измерения локатором муфт проводят трижды: до намагничивания труб (локация муфт); после намагничивания до перфорации; после перфорации или растягивания (натяжения) колонны.

    24.1.4. Процедуры контроля качества и первичной обработки данных не регламентируются.

    24.1.5. На твердых копиях кривую локатора муфт отображают в треке Т1R (рис. 1).

    24.2. Трубная профилеметрия

    24.2.1. Трубная профилеметрия основана на непрерывной одновременной регистрации нескольких (не менее 8) радиусов (диаметров) обсадных колонн. Измеряемая величина - внутренний радиус (диаметр) трубы. Единица измерения - миллиметр (мм).

    Применяют для определения внутреннего диаметра, овальности и смятий обсадных труб, обрывов и рассоединения их по муфтам.

    Ограничения измерений связаны с влиянием загрязнения внутренней поверхности труб и эксцентричным положением скважинного прибора в наклонных скважинах.

    24.2.2. Трубные профилемеры представляют собой электромеханические системы для независимых измерений нескольких радиусов.

    24.2.2.1. Требования к трубным профилемерам:

    - диапазон измерения радиусов - 55 - 170 мм;

    - количество измерительных рычагов - не менее 8;

    - основная абсолютная погрешность измерения - не более +/- 1 мм;

    - дополнительные ошибки измерения, вызванные изменениями параметров напряжения питания на +/- 10% и температуры окружающей среды на 10 °С относительно стандартного значения, равного 20 °С, - 0,1 и 0,2 значения основной ошибки соответственно.

    24.2.2.2. Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии методик и программ расчета площади и формы (эллипсность, эксцентриситет) сечения скважины, определения величины смещения прибора с оси скважины.

    24.2.2.3. Модуль профилеметрии комплексируют с модулями ЛМ, ГК.

    24.2.3. Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6.

    24.2.3.1. Основным средством периодических калибровок является набор из пяти образцовых колец или калибровочная установка типа УП-Кв, которые воспроизводят значения радиусов (диаметров) с погрешностью не более +/- 1,0 мм. Допускается использование калибровочных устройств, поставляемых заводом-изготовителем (так называемые "гребенки"), если погрешность воспроизведения ими диаметров не превышает +/- 1,0 мм.

    24.2.3.2. Полевую калибровку выполняют с помощью не менее чем двух образцовых колец или "гребенки".

    24.2.4. Исследования обсадных колонн проводят согласно требованиям раздела 6. Их делят на общие и детальные:

    24.2.4.1. Общие исследования проводят со скоростью 500 - 1000 м/ч и шагом записи по глубине - 0,1 - 0,2 м по всей колонне с целью выбора участков детальных работ.

    24.2.4.2. Интервалы детальных исследований выбирают:

    - по признаку существенного различия радиусов, измеренных при общих исследованиях;

    - в местах повышенной интенсивности искривления скважин;

    - в интервалах затяжек и посадок бурильного инструмента;

    - в участках разреза, сложенных высокопластичными породами долями, глинами и др.

    Скорость каротажа - не более 400 м/ч, шаг записи по глубине - не более 0,05 м.

    24.2.4.3. Повторное измерение выполняют в интервалах детальных исследований.

    24.2.5. Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования:

    24.2.5.1. Несовпадение результатов калибровок до начала и после каротажа - не более +/- 5%.

    24.2.5.2. По результатам основного и повторного исследований измеренные значения радиусов трубы должны отличаться не более чем на +/- 0,5 мм при отклонении прибора от оси скважины менее 2 мм.

    24.2.6. На твердых копиях должны быть представлены кривые профилей трубы поданным измерения радиусов с выделенными участками дефектов. Дополнительно могут представляться формы сечения трубы (площадь, эксцентриситет и др.), а также отклонение прибора от оси колонны в процессе измерений. Формат представления данных не регламентируется.

    24.3. Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия

    24.3.1. Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.

    Задачами исследований являются:

    - выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведут исследования;

    - определение толщины стенок обсадных труб;

    - выявление положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

    - оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах. Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

    24.3.2. Основные требования к прибору электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии:

    - минимальный внутренний диаметр исследуемых труб - не менее 52 мм;

    - максимальный внешний диаметр исследуемых труб - не более 245 мм;

    - диапазон измеряемых толщин колонн - 3 - 20 мм;

    - максимально измеряемая суммарная толщина двух труб - до 19 мм;

    - основная абсолютная погрешность измерения - не более +/- 0,5 мм;

    - дополнительные погрешности, вызванные изменениями магнитной проницаемости материала трубы и температуры среды на 10 °С относительно стандартного значения, равного 20 °С, - не более +/- 0,5 и +/- 0,1 мм соответственно;

    - минимальная протяженность обнаруживаемого дефекта вдоль оси трубы - 75 мм, поперек оси - 0,5 периметра трубы при ширине зазора не менее 0,1 мм;

    - определение характеристик внешней из двух соосных труб на качественном уровне.

    Скважинный прибор центрируется.


    Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 | Стр.9 | Стр.10 | Стр.11 | Стр.12 | Стр.13 | Стр.14 | Стр.15 | Стр.16 |


    Архив правовых актов
  • Реклама
 
  • Реклама
  • Счетчики

  • Рейтинг@Mail.ru
  • Новости