Исследование и обследование скважин


Обследование и исследование скважин

До проведения КРС в скважине проводят исследования и обследования.

Исследования проводят с целью установления интенсивности притока посторонних вод в скважину через фильтровую зону, т. е. из продуктивного пласта, в зависимости от забойного давления, с целью определения характера притока жидкостей или газов через нарушения в обсадной колонне, с целью определения технического состояния обсадной колонны, а также цемента за колонной.

Скважину исследуют также для:

  • 1. Выявления и выделения интервалов негерметичности в обсадной колонне и цемента за колонной.
  • 2. Для изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка.
  • 3. Для выявления положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, положения искусственного забоя, для определения положения инструмента, спущенного для ремонтных операций.
  • 4. Для определения качества промежуточных операций и ремонта в целом

Перед началом ремонта необходимо остановить скважину, замерить затрубное давление и давление на устье скважины. Затем открыть выкидную линию и из межколонного пространства уменьшить давление до атмосферного или до некоторого значения. Закрыть выкидную линию и определить время восстановления давления в этом пространстве от атмосферного до первоначального значения. После этого следует заглушить скважину и следить за изменением давления. Если в этот момент будет проявление между колоннами и в затрубном пространстве, то это укажет на наличие негерметичности в колонне.

Место положения каналов утечек пластовой жидкости и газов определяют геофизическими методами исследования (дебитомером, электротермометром).

Данные исследования используются также при выборе композиции тампонажных материалов, которые реагируют на температурные изменения в скважине и в пласте. От этих изменений зависит срок схватывания тампонажных материалов.

Обследование скважины

Обследование скважин проводят после установления герметичности колонной головки с целью определения глубины забоя, уровня жидкости, проверки состояния эксплуатационной колонны, ствола скважины, наличия в ней дефектов, аварийного оборудования и посторонних предметов.

Обследуют скважину печатями, которые могут опускать на трубах или на канате.

Печать состоит из корпуса, стакана и оболочки (свинцовой, гудронной или алюминиевой), которая наплавляется на стакан.

Печать опускают на кабеле или на НКТ, с промером длины спускаемых труб.

Когда печать достигает верхнего конца аварийного инструмента, то весом труб печать создаёт нажим. На оболочке получается отпечаток, по которому судят о характере смятия колонны или оставленного в скважине постороннего предмета.

По количеству спущенных труб определяется глубина нахождения аварийного инструмента.

Скважину обследуют для того, чтобы:

  • а) установить место и характер смятия, слома или продольного разрыва эксплуатационной колонны;
  • б) определить местоположение и состояние труб, оборудования, различных приспособлений, а также посторонних предметов в стволе скважины;
  • в) выявить в скважине песчаные и цементные пробки, а также различные отложения на стенках эксплуатационной колонны;
  • г) проверить состояние фильтра скважины.

Обследование начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны и ствола скважины при помощи шаблона. Он представляет собой металлический цилиндр, нижняя поверхность которого покрыта слоем свинца толщиной 15 мм. На боковой поверхности шаблона имеется желоб, заливаемый свинцом. Желоб предотвращает заклинивание шаблона при попадании на него мелких металлических предметов. Через шаблон проходит сквозное промывочное отверстие. Диаметр шаблона соответствует диаметру эксплуатационной колонны (См. таблицу 6).

Таблица 6. Диаметр шаблона в зависимости от диаметра обсадной колонны

Диаметр обсадной колонны, мм

Наружный диаметр шаблона, мм

Диаметр обсадной колонны, мм

Наружный диаметр шаблона, мм

127

95

219

190

146

115; 118

273

240

168

135; 140

325

290

194

160

377

340

vuzlit.ru

Методы исследования скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ФАКУЛЬТЕТ ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И НЕФТЕГАЗОВОГО ДЕЛА

Контрольная работа

Тема Методы исследования скважин

Ярлыкова Екатерина Игоревна

Проверил: Ростова А.Ю.

Южно-Сахалинск 2013

Содержание

  • Введение
  • I. Основная часть
  • 1.1 Назначение исследования скважин
  • 1.2 Методы исследования скважин
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

...
  • Информация, получаемая с помощью гидродинамических исследований. Исследование скважин и пластов на установившихся режимах работы. Условия применения гидродинамических исследований. Обработка результатов исследования скважин методом установившихся отборов.курсовая работа [69,5 K], добавлен 12.02.2013

  • Гидродинамические исследования скважин и пластов. Схема и фотография глубинного прибора (манометр-термометр). Исследования при неустановившихся отборах. Методы кривой падения давления и кривой восстановления уровня. Способы обработки гидропрослушивания.презентация [3,3 M], добавлен 26.05.2014

  • Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010

  • Анализ Талнахского и Октябрьского месторождения медно-никелевых сульфидных руд в зоне Норильско-Хараелахского разлома: геологическое строение, изверженные горные породы района. Методы геофизического каротажа скважин, физико-геологические модели пластов.курсовая работа [3,1 M], добавлен 13.02.2014

  • Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010

  • Анализ компьютерных технологий геолого-технологических исследований бурящихся нефтяных и газовых скважин. Роль геофизической информации в построении информационных и управляющих систем. Перспективы российской службы геофизических исследований скважин.практическая работа [32,1 K], добавлен 27.03.2010

  • Цели и задачи геофизических исследований газовых скважин. Классификация основных методов исследования по виду и по назначению: акустический, электрический и радиоактивный каротаж скважин; кавернометрия. Схематическое изображение акустического зонда.реферат [2,0 M], добавлен 21.02.2013

  • Геофизические исследования в скважинах. Затраты времени при изучении газоносности пластов. Исследование газоносности угольных пластов с помощью керногазонаборников и герметических стаканов. Затраты времени при проведении геофизических исследований.курсовая работа [2,6 M], добавлен 14.05.2015

  • Характеристика района в географо-экономическом плане, геолого-геофизическая изученность района. Выбор участка работ и методов ГИС. Методика геофизических исследований скважин. Камеральная обработка и интерпретация материалов. Смета объемов работ.дипломная работа [2,4 M], добавлен 04.02.2008

  • Методы исследования скважин н технические средства для их осуществления. Электрокаротаж и его разновидности. Результаты реальных исследований скважин при разной обводненности продукции и содержании газа. Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений.презентация [1,0 M], добавлен 29.08.2015

revolution.allbest.ru

Обследование и исследование скважин перед ремонтом. Виды работ по исследованию и обследованию.

Исследование скважин при планировании и проведении ремонта необходимо выполнять с целью:

- оценки выработанности запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасыщенности в пластах;

- определения источника обводнения продукции;

- определения интервалов негерметичности эксплуатационной колонны, наличия и качества сцепления цементного кольца с колонной;

- изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;

- контроля положения муфт эксплуатационной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя; инструмента, спущенного для ремонтных операций, отсекающих мостов;

- оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом и др.

Исследования проводятся технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов необходимо выбирать исходя из цели ремонта и состояния скважины после тщательного изучения особенностей её строительства и процесса эксплуатации.

Порядок исследования должен быть отражен в плане на ремонт скважины.

Включаемые в план параметры исследования скважины приведены в таблице

Метод исследования

Параметр исследования, указываемый в плане работ

Шаблонирование колонны

Наружный диаметр и длина шаблона; порядок спуска шаблона: на трубах, на канате; тип (насосно-компрессорные, бурильные) и условный диаметр труб для спуска шаблона; интервал (глубина) шаблонирования.

Снятие отпечатка с аварийного оборудования или отбивка забоя

Тип печати: плоская, конусная(свинцовая, гудроновая); наружный диаметр печати; порядок спуска печати: на трубах, на канате; глубина спуска печати; необходимость промывки перед посадкой печати.

Опрессовка колонны (в т.ч.

поинтервальная)

Интервал установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения); величина устьевого давления опрессовки.

Снижение и прослеживание

восстановления уровня жидкости в колонне

Интервал установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине; способ и периодичность регистрации положения уровня в скважине.

Определение приемистости

пластов, нарушений или специальных отверстий в колонне

Режимы закачки жидкости; величина устьевого давления на каждом режиме; тип и плотность закачиваемой жидкости.

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип или химический состав индикатора; концентрация и объем раствора индикатора, объем прокачивания.

almetneftprom.blogspot.com

Капитальный ремонт обследование и исследование скважин » Мы с АГНИ

Капитальный ремонт обследование иисследование скважинКапитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.Обследование скважины - это работы поопределению глубины забоя, состоянияэксплуатационной колонны, местонахождения исостояния аварийного подземного оборудования иДР-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 таблицеТип печати Диаметры эксплуатационных колонн,мм Допус¬тимаянагрузка,кН 102 114 120 140 146 168 Гудроновая ТО-75 75-80 80-85 95-100 ПО-118 120-130 2Свинцовая 75-79 85-89 95-100 ПО-118 118-124 140-144 20Производится 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 интервалаэксплуатационной 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 давлениемЭксплуатационные 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 колонны2.1 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 избыточнымдавлением 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 эксплуатацииТолщина стенки, мм Срок эксплуатации скважины, лет Величина снижения, % 10 15 20 25 30 35 40 457 7 14 21 28 35 42 49 568 6 12 18 24 30 36 42 489 5,5 11 16,5 22 27,5 33 38,5 4410 5 10 15 20 25 30 35 4011 4,5 9 13,5 18 22,5 27 31,5 36 Условный Толщина Давление Условный Толщина Давлениедиаметр стенки, испытания, диаметр стенки, испытания,трубы, мм мм МПа трубы, мм мм МПа 6,4 23,0 8Д 17,0102 7,4 26,0 178 9,2 19,0 8,6 30,0 10,4 22,0 6,4 21,0 11,5 24,0114 7,4 24,0 7,6 15,0 8,6 28,0 194 8,3 16,0 6,4 21,0 9,5 18,0127 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 18,0140 7,7 21,0 7,9 12,0 9,2 25,0 245 8,9 13,0 10,5 28,0 10,2 15,0146 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 17,0168 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 жидкостиОсновным 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 уровняГ лубина положения искусственного забоя, м ДО500 500-1000 1000-1500 1500-2000 более2000Снижение уровня не менее, м 400 500 650 800 1000Эксплуатационная 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 уровняСнижение уровня на глубину, м Соответствующий ему подъем уровня за 24 (8) ч не более (м) при наружном диаметре колонны, мм 114-219 более 219до 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)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 эксплуатациискважины. Опрессовки эксплуатационных колонн пакером на кабеле (Камильянова; ПК-146(168)) Подготовка скважины к опрессовке1.1 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 материалыПрименяемое 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 кабеле3.1 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 исследованияГеофизические 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, эксплуатирующиесяфонтанным способом, и нагнетательныеИзмерения 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 насосамиИсследования 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 скважиныЭта 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.). Условноеобозначение Наименование и назначения методаАКЦ (МАК-2, ШВА-21) акустическая цементометрия для определения высоты подъема цемента, оценки качества сцепления цемента с колоннойАКП аппаратура контроля перфорацииАИНК-36, АИНК-43, АИНК-90 аппаратура импульсного нейтронного каротажа диаметром 36, 43 и 90 ммВАЦ виброакустический метод определения качества цементирования элементов конструкции скважинВБСТ-1 (ВЛ) влагометрия используется для определения состава жидкости, водонефтяного раздела (ВНР) и уровня жидкости в стволе скважиныВП взрывной пакерГК гамма-каротаж (интегральный) используется для привязки к разрезу и определения заводнения пластов по наличию радиогеохимической аномалииГГК-П гамма-гамма каротаж плотностей используется для изучения состава жидкости в стволе скважиныДГД дебитометрия используется для снятия профиля притока жидкости, замера и расчета общего притокаиннк интегральный импульсный нейтрон-нейтронный каротаж проводится для определения характера насыщенности коллекторовингк интегральный импульсный нейтронный гамма-каротаж используется для определения характера насыщенности коллекторовингк- 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 минерализацииИНК-С/О комплекс методов, включающий интегральный (ИННК или ИНГК) и спектрометрический (С/О-каротаж), импульсный нейтронный каротажИПТ испытатель пластов на трубахИТГСН неконтактный индикатор теплового поля скважиныЛМ локатор муфт используется для привязки к конструкции скважины спущенного оборудования и отбивки забояМН 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 давленияпл плотностемер (гамма-гамма)ПО прихватоопределительРГД 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 параметровРез. резистивиметрия используется для оценки состава жидкостиСАТ-4 скважинный акустический телевизор для определения формы и размеров дефектов и нарушений колонны, выделения интервалов перфорацииСКПУ, СКПД, ГФ-24 микрокавернометрия для определения дефектов на внутренней стенке обсадной колонныСТД, СТИ термодебитометрия, индикатор притока используется для выделения работающих интерваловСПХ стеклопластиковый хвостовиксгдт(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 периметруТф 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 температурыт2, т3...тп термометрия проводится после закачки жидкости или возбуждения скважины компрессором для выделения температурных аномалийшм 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 диаметраИсследования 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 скважиныПри 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 колонныДля 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 скважин3.2.5.1 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 < 0,5 мЗ/МПа ч) для определения интервалов негерметичности колонны проводят исследования Т, ГК, ЛМ, СТИ и МН со снижением уровня жидкости азотным компрессором или свабом.Исследование скважины снижением уровня жидкости азотным компрессором:а) спустить в скважину НКТ с пусковыми муфтами;б) ожидание восстановления термоградиента 24 ч, если после технологической операции с закачкой жидкости прошло не более одних суток и не менее 8 ч - в остальных случаях;в) термометр контрольный (фоновый), ГК, ЛМ;г) снижение уровня компрессором;д) Т, СТИ, ДГД, МН, ГК, ЛМ.3.2.5.6 При положении уровня жидкости в колонне ниже статического определение заколонных перетоков выше уровня производится с использованием ИТПС: минимальное время выдержки скважины в покое до исследования 4- 6 ч.3.2.5.7 При ремонте обсадных колонн с применением технических средств в качестве дополнительных методов рекомендуются САТ-4 для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны, ЭМДС, микрокаверномеры СКПУ, ГФ-24, ПФ-73.3.2.5.8 Аппаратура ЭМДС позволяет обнаруживать дефекты обсадных колонн типа порывов и трещин, размер проекции которых на ось колонны не менее 60-120 мм, а также локальные дефекты типа вздутий и смятий при протяженности их не менее 60 мм в колоннах диаметром 146 мм и не менее 120 мм в колоннах диаметром до 245 мм. Наличие сквозных дефектов (нарушений) должно подтверждаться исследованиями Т, РГД, СТИ, ДГД и др.3.2.5.9 Аппаратура СГДТ-НВ (СГДТ-100) позволяет установить эксцентриситет, среднюю толщину и средний диаметр колонны труб, качество заполнения затрубного пространства цементным раствором, места расположения муфт и центраторов. Этот прибор имеет высокую чувствительность и разрешающую способность, но область его применения ограничена по температуре (не выше 100 °С) и углом наклона скважины (не более 300).Комплексы для решения задачРешаемая задача Комплекс ГИСИсследование добывающих скважинДоразведка верхних горизонтов в скважинах старого фонда с целью выделения или изучения продуктивных пластов и оценки технического состояния Замеры проводятся в остановленной скважине.Тф, АКЦ, РК (ГК, НТК), ИННКРК (ГК, НТК) - в случае наличия радиогеохимической аномалии в интервале исследования НТК дублируют ННЕСт или вводят в НТК поправку за наличие фона естественного гамма-излучения.Определение ВНЕС и характера насыщения перфорированных пластов в терригенных отложениях девона Замеры проводятся в работающей скважине при дебитах более 1,5 м3/сут.РК (ГК, НТК, ННЕСт), ИНГК, СТИ, Рез., ДГД, ВЛ, Т1? ГТКП и др. Комплекс НТК и ИНГК - определение ВНЕС и характера насыщения неперфорированных коллекторов, при благоприятных условиях - нефтенасыщенность перфорированных пластов при обводненности продукции менее 70% и минерализации воды более 100 г/л). При минерализации воды менее 100 г/л необходимо проводить ИНК-С/О (С/О).Определение ВНЕС и характера насыщения неперфорированных пластов в терригенных отложениях девона ИНГК, НТК, ННКТ, ГК, АКЦ, СГДТ, ТфОпределяется ВНЕС и характер насыщения неперфорированных коллекторов; характер насыщения неперфорированных пластов в терригенном девоне (при минерализации воды более 100 г/л). При минерализации воды менее 100 г/л необходимо проводить ИНК- С/О (С/О).Определение ВНК и характера насыщения неперфорированных пластов в бобриковском горизонте Замеры проводятся в остановленной скважине.Тф, РК (ГК, НТК), ИНГК, АКЦ При минерализации воды менее 100 г/л необходимо провести дополнительные исследования методом С/О-каротажа.Определение ВНК и характера насыщения неперфорированных пластов в скважинах с СПХ Тф, РК (ГК, НТК), ИНГК, ПКПри минерализации воды менее 100 г/л необходимо провести дополнительные исследования методом С/О-каротажа.Определение профиля притока и состава жидкости в скважинах с СПХ в терригенных отложениях девона Тф, ГК, ЛМ - проводится в остановленной скважине. Т2, СТИ, ДГД, Рез., ВЛ - проводится после возбуждения скважины компрессором (свабом).Определение уровня жидкости в межтрубном пространстве Тф, ГК, ГГКГГК - производится запись в интервале башмак НКТ - уровень, при необходимости - прослеживание уровней с фиксацией времени.Определение забойного давления МН (манометрия) - определение забойного давления при подъеме прибораОпределение профиля притока, источника обводнения и насыщения пластов после возбуждения скважины компрессором (свабом) Тф, ГК, ЛМ, МН - проводится в остановленной скважине.Т2, Т3, Т4, Т5, МН, ВЛ, Рез. - проводится после возбуждения скважины компрессором (свабом).При необходимости определения заколонных перетоков сверху вниз к интервалам перфорации на притоке (работа с компрессированием, свабированием) после окончания исследований провести дополнительные временные термоизмерения через 1, 2, 3, 4 ч.Определение ВНР в колонне ВЛ, МН, Рез.Определяется ВНР эмульсии «нефть в воде» или «вода в нефти».Определение источника обводнения и насыщения пластов Тф, ИГН, ГК, ЛМ, МН - проводится в остановленной скважине.Т2, МН, Т3, МН, Т4, МН, Т5, МН, СТИ, ИГН - проводится после возбуждения скважины компрессором (свабом).Определение ВНР в колонне ВЛ, МН, Рез.Определяется ВНР эмульсии «нефть в воде» или «вода в нефти».Определение мест малых нарушений при снижении уровня компрессором (свабом) с установкой отсекающего моста Тф, ГК, ЛМ - проводятся в остановленной скважине. МН, Т2, Т3, СТИ, Рез. - проводятся после снижения уровня жидкости в скважине.Определение заколонных перетоков методом термометрии при снижении уровня компрессором (свабом) Тф, ГК, ЛМ, МН - проводится в остановленной скважине.Т2, Т3, Т4, Т5, МН, ВЛ, Рез. - проводится после возбуждения скважины компрессором (свабом).При необходимости определения заколонных перетоков сверху вниз к интервалам перфорации на притоке (работа с компрессированием, свабированием) после окончания исследований проводятся дополнительные термоизмерения через 1, 2, 3 и 4 ч.Свабирование Сваб, МНСваб - производится многоцикловое свабирование.МН - замер процесса воздействия свабом на перфорированные пласты, снятие КВД, изменение забойного давления.Исследование добывающих и нагнетательных скважинОпределение высоты подъема и качества цемента за эксплуатационной колонной и кондуктором ГГК, АКЦ (МАК), СГДТ-НВ, ВАЦОпределение мест нарушений обсадных колонн с установкой отсекающего моста, пакера и т.д. Тф, ГК, ЛМ - проводится в остановленной скважине.Т2, Т3, РГД - проводится после закачки жидкости.

Определение нарушений обсадной колонны методом шумометрии с установкой отсекающего моста (проводится при приемистости нарушений Определение толщины стенок труб, интервалов нарушений колонны приборами ЭМДС ГК, ЛМ, ЭМДС-С (ЭМДС-42-ТМ), ЭМДС-42-МПОпределение технического состояния колонны микрокавернометрией СКПУ, ГК, ЛМ, ГФ-24, ПФ-73Определение форм и размеров нарушений по данным САТ ГК, ЛМ, САТ-4Определение заколонных перетоков по стволу скважины шумомером Тф, ГК, ЛМ, ШМ — проводится в остановленной скважине.ШМ — замеры под приложенным давлением (замеры точечные и непрерывные).Определение мест прихвата НКТ, бурильных труб ПО (ЛМ) - контрольная (фоновая) запись;П01 - нанесение магнитных меток через 50 м; П02 - после нанесения магнитных меток;П03 - после воздействия нагрузкой;П04 - нанесение магнитых меток через 5 м для детализации;П05 - после нанеения магнитных меток;П06 - после воздействия нагрузкой.Определение положения забоя и подземного оборудования ГК, ЛМОпределение заколонных перетоков между перфорированными пластами с применением ИПТ ИПТ устанавливается на перемычке между перфорированными пластами.МН устанавливаются в фильтрах выше и ниже пакера и определяют наличие перетоков.При отсутствии перетоков манометром регистрируется открытие клапана ИПТ, приток и восстановление давления.Воздействие на призабойную зону пласта с применением ИПТ ИПТ — устанавливается над перфорированными пластами.МН — определяется и регистрируется начальное значение давления на забое, пакеровка, открытие клапана ИПТ, очистка ИПТ, снятие КВД.Опрессовка колонны с применением ИПТ ИПТ—устанавливается на 10-15 м выше перфорированных пластов, один манометр устанавливается на устье, второй - выше пакера, третий — в фильтре ниже пакера).МН — начальное значение давления на забое, пакеровка, закачка жидкости агрегатом, опрессовка, прекращение закачки, контроль герметичности колонны, стравливание давления.Исследование нагнетательных скважинОпределение интервалов и профиля приемистости в нагнетательных скважинах Тф, ГК, ЛМ - проводится в остановленной скважине.Т2 - проводится после закачки жидкости.Т3, РГД - при закачке через 0,5 и 1 ч, оцениваются работающие интервалы пластов, техническое состояние скважины в зумпфе.Определение интервалов приемистости в нагнетательных скважинах при малой приемистости < 0,5 м3/МПа*ч Тф, ГК, ЛМ, МН - проводится в остановленной скважине. ШМ - проводится при закачке (под давлением).Т2, Т3, МН - проводится после закачки жидкости.Определение заколонных перетоков по стволу скважины методом термометрии Тф, ГК, ЛМ - проводится в остановленной скважине. Т2, Т3 - проводится после закачки жидкости.Определение заколонных перетоков, интервалов и профиля приемистости, технического состояния скважины Тф, ГК, ЛМ - проводится в остановленной скважине. Т2, Т3 - проводится после закачки жидкости.РГД - при закачке.Определение заколонных перетоков методом закачки радиоактивных изотопов ГК - запись фоновая по всему стволу скважины. После дополнительных прокачек (по 0,2+1 м3) активированной жидкости в перфорированные пласты производится запись ГК - прослеживание продавки «пачки» изотопов до кровли продуктивного пласта. Работы производятся до полного исчезновения изотопов, что устанавливается при сравнении с контрольным замером ГК. После завершения исследований в пределах перфорированных пластов при подъеме производится «санитарный» замер ГК для уточнения отсутствия изотопов в стволе скважины, особенно в приустьевой зоне.

Ключевые слова -

mysagni.ru


Смотрите также