Типовая инструкция по безопасности работ при исследовании фонда скважин для контроля разработки залежей нефти и газа

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ
ПО БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ФОНДА СКВАЖИН
ДЛЯ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Редакционная комиссия: Дадонов Ю.А. — председатель комиссии; Лесничий В.Ф. — зам. председателя комиссии; Александров А.И., Алексеев Д.А., Бородин Б.Ю., Емельянов Е.Н., Киселев А.А., Лобанов Б.С., Нагайцев В.Ф., Папин Г.И., Решетов А.С., Шакиров А.Ф. — члены комиссии.
Настоящие Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве и эксплуатации скважин, проведении геофизических исследований, состоящие из трех книг, разработаны научно — техническим центром Госгортехнадзора России по заказу АО «ЛУКойл». Для разработки были привлечены ведущие специалисты ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИПИвзрывгеофизика, АО «ЛУКойл» и ряда других организаций, акционерных обществ. Широко использовались экспертные заключения по отдельным разделам.
Использованы разработки других отраслевых институтов, опыт работы предприятий и организаций.
Типовые инструкции по видам работ содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ.
Типовые инструкции разрабатывались с учетом, что каждое отдельное оборудование, поставляемое предприятиям нефтяной и газовой промышленности, обеспечено руководством по его эксплуатации.
Типовые инструкции ежегодно должны пересматриваться с доведением принятых изменений и дополнений до потребителей, а один раз в три года инструкции подлежат переизданию.
В этой связи все предложения по изменению и дополнению Инструкций просим направлять в адрес научно — технического центра по безопасности в промышленности (НТЦ «Промышленная безопасность») по адресу:
103718, г. Москва, Славянская пл., д. 2/5.

Перечень сокращений

АК — акустический каротаж
БМК — боковой микрокаротаж
БК — боковой каротаж
БКЗ — боковое каротажное зондирование
ВВ — взрывчатые вещества
ВМ — изделия из взрывчатых веществ, включая заряды, детонирующие шнуры, средства инициирования
ВНК — водонефтяной контакт
ГВК — газоводяной контакт
ГГК-Л — литоплотностной гамма — гамма — каротаж
ГГК-П — плотностной гамма — гамма — каротаж
ГДК — гидродинамический каротаж
ГИВ — гидравлический индикатор веса
ГИС — геофизические исследования скважин
ГК — гамма — каротаж
ГНК — газонефтяной контакт
ДК — диэлектрический каротаж
ДС — диаметр скважины
ЕПБВР — Единые правила безопасности при взрывных работах
ИГН — импульсной генератор нейтронов
ИИИ — источники ионизирующих излучений
ИК — индукционный каротаж
ИКЗ — индукционное каротажное зондирование
ИНК — импульсный нейтронный каротаж
ИПТ — испытатель пластов на трубах
ИСФ — индекс свободного флюида
КВД — коэффициент восстановления давления
КО — керноотборник на кабеле
КС — кажущееся сопротивление
ЛКС — лаборатория каротажной станции
ЛММ — локатор магнитного металла
ЛПС — лаборатория перфораторной станции
МБУ — морская буровая установка
МК — микрокаротаж
МНГС — морское нефтегазодобывающее сооружение
МСП — морская стационарная платформа
НК — нейтронный каротаж
ОК — оплетка (броня) каротажного кабеля
ОПК — опробование пластов на кабеле
ПБУ — плавучая буровая установка
ПВА — прострелочный (взрывной) аппарат; прострелочно — взрывная аппаратура. Снаряженный ПВА — аппарат с установленными в нем зарядами ВВ и детонационной цепью. Заряженный ПВА — снаряженный аппарат с установленным в нем средством инициирования.
ПВР — прострелочно — взрывные работы
ПЖ — промывочная жидкость
ПК — каротажный подъемник
ПС — потенциал самопроизвольной поляризации
ПТЭ и ПТБЭ — Правила технической эксплуатации и Правила техники безопасности электроустановок потребителей
ПУЭ — Правила устройства электроустановок
РВ — радиоактивное вещество
РК — радиоактивный каротаж
СГК — спектрометрический гамма — каротаж
СГП — скважинный геофизический прибор
СИ — средство инициирования
СПО — спуско — подъемные операции
УЭС — удельное электрическое сопротивление
ФЭС — фильтрационно — емкостные свойства
ЦЖК — центральная жила каротажного грузонесущего кабеля
ЭВС — электровзрывная сеть
ЭСИ — электрическое средство инициирования
ЯМК — ядерно — магнитный каротаж

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 

Настоящие Инструкции охватывают все основные вопросы, связанные с безопасным ведением геофизических работ в скважинах, при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, исследования подземных вод и подземных газовых хранилищ в пористой среде (далее — скважинах); требования Инструкций распространяются на все предприятия, организации, фирмы (в дальнейшем — предприятия), независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности.
Инструкции распространяются на геофизические работы в процессе бурения и на законченные бурением скважины с целью получения геологической и технической информации, контроля технологических операций по испытаниям пластов и проведения прострелочно — взрывных работ при эксплуатации скважин и разработке залежей углеводородов.
Все действующие на предприятиях инструкции и другие нормативные и технические документы должны быть приведены в соответствие с настоящими Инструкциями.
Геофизические работы должны выполняться специализированными организациями по договорам с организациями, осуществляющими бурение и добычу углеводородов. В договорах определяются взаимные обязательства сторон.
Объем и комплекс геофизических исследований (ГИС) в процессе бурения скважины, а также требования по безопасности, предъявляемые к объекту и технологии ИПТ и ПВР должны быть регламентированы в соответствующих разделах проекта на строительство скважины.
Геофизические работы должны выполняться с учетом требований Норм радиационной безопасности, Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений, Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, Правил эксплуатации электроустановок, Единых правил безопасности при взрывных работах и других действующих нормативных документов.
К руководству геофизическими исследованиями допускаются лица, имеющие высшее, среднее специальное образование или закончившие специальные курсы, дающие право ведения этих работ.
К работе по обслуживанию геофизической аппаратуры и оборудования допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и проверку знаний по основным и совмещаемым профессиям.
Типовые инструкции по безопасности при геофизических работах содержат:
— сведения по организации геофизических работ;
— сведения о назначении методов ГИС и решаемых ими задачах;
— основные и дополнительные комплексы исследований;
— требования к применяемой аппаратуре, оборудованию, кабелю, вспомогательным приспособлениям и устройствам, применяемым при проведении ГИС;
— требования по подготовке скважины и проведению ГИС, ИПТ и ПВР;
— сведения о возможных авариях при геофизических работах и способах их ликвидации.
Типовые инструкции построены с учетом технологической последовательности выполнения геофизических работ при бурении, заканчивании скважин, контроле технического состояния (ГИС), испытании (ИПТ), вторичном вскрытии пластов (ПВР) и обеспечении информацией в процессе разработки залежей углеводородов:
— по безопасности при ГИС в процессе бурения скважин;
— по безопасности работ при исследовании скважин трубными испытателями пластов (ИПТ);
— по безопасности исследования технического состояния ствола скважин, труб и затрубного пространства;
— по безопасности взрывных работ (ПВР) при строительстве и эксплуатации скважин;
— по безопасности при исследованиях фонда скважин для контроля разработки залежей нефти и газа.
Ряд положений и требований Инструкций имеют прямое действие, другие должны служить основой для разработки документов предприятий с учетом конкретных условий региона.
Настоящие инструкции разработаны НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора России в развитие действующих правил с целью уточнения и конкретизации их требований применительно к особенностям производственного процесса ГИС, ИПТ и ПВР в скважинах. При разработке инструкций учтены и обобщены требования отраслевых и ведомственных нормативных и руководящих документов, регламентирующих организацию и выполнение геофизических работ с точки зрения обеспечения их безопасности. Учтен накопленный опыт применения новых технических средств и технологий.
Инструкции предназначены для инженерно — технических работников геофизических, геологоразведочных, буровых, нефтегазодобывающих и иных добывающих предприятий, связанных с проектированием, обеспечением и выполнением геофизических работ в скважинах.
Настоящие инструкции являются типовыми и регламентируют требования безопасности при ТИС и ПВР, виды и методы которых определены действующей Технической инструкцией по проведению ГИС, ИПТ, ПВР, выполняемых с применением освоенных производством и допущенных органами надзора к применению технических средств и технологий.
При применении новых технических средств и технологий, выполнение ГИС, ПВР в особых, не учтенных настоящими Инструкциями условиях, производственные геофизические организации (предприятия) вправе разрабатывать и утверждать по согласованию с органами госгортехнадзора местные инструкции, не противоречащие требованиям правил.

1. Задачи и общие требования

1.1. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений промыслово — геофизическими методами развился в крупное самостоятельное направление. Широкое применение получили методы ядерной геофизики, а также электрические методы в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами. Исследования проводятся, в основном, малогабаритными приборами, через лифтовые трубы и по межтрубному пространству — гамма — плотномерами, механическими и термоэлектрическими дебитомерами, высокочувствительными термометрами, манометрами, а также с использованием различных меченых индикаторов.
1.2. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо проводить исследования комплексом геофизических, гидродинамических и лабораторных методов для изучения характера изменения нефтегазонасыщенности пласта во времени.
1.3. Промыслово — геофизическими методами решаются следующие основные задачи:
— исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте;
— изучение эксплуатационных характеристик пласта;
— изучение технического состояния скважины;
— исследование для оценки оптимального выбора технологического оборудования;
— установление оптимального режима работы.
1.4. В действующих скважинах в зависимости от решаемой задачи необходимо подобрать оптимальный комплекс и исследования проводить комплексными приборами с одновременной записью всех параметров при спуско — подъемных операциях для обеспечения идентичности условий исследуемого объекта и привязки их по глубине.
1.5. Наиболее важную информацию о процессах вытеснения нефти и газа (ВНК) в пласте дают исследования неперфорированных пластов в наблюдательных и контрольных скважинах, хотя их число по сравнению с общим количеством эксплуатационных скважин незначительно.
1.6. Как правило, до проведения исследований по решению задач контроля за разработкой залежи необходимо выполнить исследование технического состояния скважин и технологического оборудования и, в зависимости от результата, принять решение о дальнейших работах.
1.7. Комплекс задач контроля разработки конкретного объекта зависит от его геолого — физических особенностей и от принятой системы разработки. Контроль выработки запасов нефти выполняется путем учета добытой продукции и объема закачки рабочих агентов в нагнетательные скважины, определением изменения ВНК и ГНК, изучением текущей и остаточной нефтенасыщенности.
1.8. Контроль эксплуатационных характеристик объекта (пласта) и энергетического состояния залежи осуществляется путем исследования профиля притока для определения работающих интервалов, определением пластового давления по вскрытой части разреза, определением забойных, буферных и затрубных давлений, определением физико — химических свойств добываемых флюидов в пластовых и поверхностных условиях, определением изменений температур в интервале.
1.9. В ряде случаев система контроля должна предусматривать решение следующих задач:
— контроль состояния эксплуатационной колонны, лифтовых труб, затрубного пространства;
— выявление условий и зон выпадения парафина и солей;
— определение анизотропных и трещинных зон пласта.
1.10. В нефтепромысловой практике для полноты и достоверности решения, кроме геофизических средств, применяются три основных метода гидродинамических исследований:
— метод установившихся отборов;
— метод восстановления давления;
— метод исследования взаимодействия скважин (гидропрослушивание) и др.

2. Геофизические работы при эксплуатации фонда скважин

2.1. Информационное обеспечение процесса эксплуатации скважин и разработки месторождений нефти и газа
2.1.1. Геофизические работы при эксплуатации скважин являются неотъемлемой компонентой современных технологий разработки нефтяных и газовых месторождений. Структуру этих работ составляют:
— системные исследования по контролю за разработкой залежи;
— оперативные исследования по контролю за техническим состоянием скважин и скважинного оборудования;
— специальные исследования по информационному обеспечению испытаний новых технологий и методов увеличения нефтеизвлечения.
2.1.2. Состав и порядок проведения геофизических работ должны определяться при составлении всех видов проектных документов на промышленную разработку месторождений. Проектирование систем контроля за разработкой пластов, объемов и видов геофизических работ по решению задач контроля, формируемых в технологических схемах и проектах разработок, должно осуществляться при методической помощи геофизических организаций.
2.1.3. Системные исследования по контролю за разработкой залежи должны проводиться в опорных сетках контрольных скважин, которые формируются в соответствии с задачами изучения объекта для конкретной стадии разработки месторождений.
2.1.4. Опорные сетки контрольных скважин системы контроля продуктивного разреза воздействием закачки рабочего агента должны формироваться из числа добывающих и нагнетательных скважин, в которых перфорацией вскрыты продуктивные пласты.
2.1.5. Опорные сетки контрольных скважин для системы контроля за вытеснением нефти водой и газом должны формироваться из числа скважин с неперфорированными продуктивными пластами; в некоторых скважинах продуктивный разрез должен быть обсажен стеклопластиковыми трубами.
2.1.6. Оперативные исследования по контролю за техническим состоянием скважин и скважинного оборудования должны проводиться периодически охватом всего эксплуатационного фонда скважин. Объемы и виды исследований определяются нефтегазодобывающими предприятиями совместно с геофизическими организациями при составлении комплексов технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр и контроля экологического состояния.
2.1.7. Специальные исследования по информационному обеспечению испытаний новых технологий и методов увеличения нефтеизвлечения должны производиться в соответствии с программами опытно — промышленных работ по повышению коэффициента вытеснения нефти гидродинамическими, физико — химическими, тепловыми и другими способами воздействия на пласт. Эти программы должны содержать геофизическую часть по использованию ГИС для контроля за выработкой пластов.
2.1.8. Специальные исследования по информационному обеспечению испытаний новых технологий должны обеспечить контроль и количественную оценку снижения нефтенасыщенности коллектора как при движении по пласту высокоминерализованной воды, так и при многократной промывке порового пространства пласта рабочим агентом непосредственно в очаге нагнетания и на удалении от него.
2.1.9. Геофизические работы при эксплуатации скважин считаются информационно и экономически эффективными, если их результаты позволяют:
— размещать на площади добывающие и нагнетательные скважины по системе, обеспечивающей наиболее полный охват продуктивного разреза вытеснением нефти в объеме месторождения;
— устанавливать оптимальные объемы отбора флюида и закачки рабочего агента, с помощью которых достигается максимальное вытеснение нефти из пластов в разных геолого — физических условиях;
— обеспечить эксплуатацию скважин в оптимальных режимах;
— эффективно применять методы воздействия на пласты с целью повышения продуктивности скважин.
2.1.10. Ответственность за организацию геофизических работ при эксплуатации скважин несут геологические службы нефтегазодобывающих и геофизических предприятий.
2.1.11. Нефтегазодобывающие организации должны предусмотреть планирование и финансирование необходимых видов и объемов геофизических работ при составлении проектных документов на разработку месторождения, комплексов технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, программ испытания новых технологий и т.д., а также предоставить в установленный срок геофизическому предприятию скважины, подготовленные и оборудованные в соответствии с техническими условиями на проведение геофизических работ.
2.1.12. Геофизическое предприятие должно обеспечить проведение работ с применением комплексов методов исследований и технологических операций, выдачу в установленные сроки предприятию — заказчику заключений по результатам оперативных исследований в скважинах, выполнение обработки и интерпретации системных исследований по контролю за разработкой залежи для обобщения промыслово — геофизических данных совместно с геолого — геофизическими данными по площади, выдачу заказчику результатов обобщения как геологической основы анализа разработки месторождения и корректировки проектной документации на доразработку.
2.2. Технические условия на подготовку и оборудование скважин для геофизических работ
2.2.1. Геофизические работы проводятся во всех категориях эксплуатационных скважин: добывающих (фонтанных, газлифтных, насосных), нагнетательных, контрольных (наблюдательных, пьезометрических), специальных со стеклопластиковыми хвостовиками, предназначенных для подземного хранения газа и нефтепродуктов.
2.2.2. Геофизические работы могут проводиться как при спущенном в скважину технологическом оборудовании в режиме нормальной работы, так и в остановленных на подземный или капитальный ремонт скважинах при наличии в них технологического оборудования или без него.
2.2.3. Геофизические работы в скважинах при спущенном в них технологическом оборудовании должны проводиться с транспортировкой измерительных приборов и аппаратов на забой через НКТ или серповидный зазор, образующийся в межтрубном пространстве при эксцентричной подвеске технологического оборудования.
2.2.4. НКТ в добывающих и нагнетательных скважинах опорных сеток системы контроля за разработкой пластов должны быть спущены на глубину 4 — 6 м выше кровли продуктивного горизонта. Конец НКТ должен быть оборудован воронкой, обеспечивающей для скважинного прибора беспрепятственный вход в НКТ. При спуске НКТ на забой их низ должен быть оборудован шпилькой.
2.2.5. Переводники, муфты, ниппели, мандрели и др. элементы технологического оборудования должны быть конструктивно выполнены из расчета обеспечения плавного изменения внутреннего диаметра НКТ.
2.2.6. НКТ в добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов и предназначенных для проведения в них исследований по контролю за разработкой, должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Штанговый насос у его привода должен быть оборудован хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохождения скважинного прибора под корпус насоса.
2.2.7. Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть установлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало достижение в межтрубном пространстве максимального серповидного зазора.
2.2.8. 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.
2.2.9. Добывающие скважины, эксплуатируемые с применением установки электроцентробежных насосов типа УЭЦН и предназначенные для проведения системных исследований по контролю за разработкой пластов, должны быть оборудованы приспособлениями, обеспечивающими беспрепятственное прохождение прибора под насос.
2.2.10. Для проведения геофизических исследований в стволе добывающей скважины ниже глубины подвески УЭЦН могут применяться приспособления, обеспечивающие прижатие насоса к обсадной колонне.
2.2.11. Подготовленные к исследованиям добывающие и нагнетательные скважины в зависимости от конструкций должны обеспечивать свободный спуск и подъем серийных скважинных приборов с наружным диаметром 28, 36 или 42 мм. На забое скважины не должно быть посторонних предметов, искусственный забой должен позволять проводить исследования в заданном интервале.
2.2.12. Около устья нагнетательных, контрольных и специальных скважин со стеклопластиковым хвостовиком, не оборудованных стационарными площадками, должны быть подготовлены подмостки для установки блок — баланса. Подмостки высотой более 0,5 м от земли должны иметь лестницу (сходни), а если их высота превышает 1,5 м, они и ведущая к ним лестница должны быть оборудованы перилами. Все скважины эксплуатационного фонда, подлежащие оперативным и системным исследованиям, должны иметь подъездные (от магистральных дорог) и объездные (вокруг скважины) пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта.
2.2.13. Около скважины должна быть подготовлена площадка, удобная для установки на ней геофизической лаборатории и подъемника, а также монтажа устьевого оборудования для спуска приборов в скважину. Положение площадки относительно скважины должно быть таким, чтобы работающие находились по возможности с наветренной стороны по отношению к устью скважины, а при подготовке механизированных скважин рабочая площадка должна выбираться с учетом положения оси симметрии эксцентричной планшайбы.
2.2.14. Для геофизических работ в добывающих фонтанных и газлифтных скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка. Рабочая площадка должна иметь на высоте фланца верхней задвижки настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной 40 мм, перила высотой 1,25 м с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 мм друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, плотно прилегающий к настилу.
2.2.15. Подготовку скважины к геофизическим исследованиям должно проводить нефтегазодобывающее предприятие, в ведении которого находится скважина. Ствол скважины должен быть шаблонирован. Длина и диаметр шаблона не должны быть меньше габаритов скважинного прибора, который предполагается использовать при проведении геофизических исследований. На фонтанирующей нефтяной скважине на расстоянии не менее 20 м от устья должна быть установлена емкость, предназначенная для сбора жидкости, просачивающейся через герметизирующее устройство лубрикаторной установки. Подготовка скважины оформляется актом, вручаемым исполнителю перед началом работ.
2.2.16. При работе в нагнетательных скважинах при температуре воздуха ниже -15 град. С перед началом и в процессе проведения геофизических работ должна проводиться обработка запорной арматуры с помощью передвижной паросиловой установки.
2.2.17. При проведении геофизических работ на добывающих и нагнетательных скважинах с давлением на буфере запорной арматуры более 7 МПа и при применении приборов массой более 50 кг, а также длине прибора и гирлянды грузов более 4 м на скважине должен быть установлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой.
2.2.18. Проведение геофизических работ при эксплуатации скважин должно осуществляться по решению и под контролем ответственных лиц, назначенных нефтегазодобывающим и геофизическим предприятиями. Заявки на проведение геофизических работ должны подаваться заблаговременно и подтверждаться в день выезда партии на скважину.
2.2.19. Перед выездом на скважину исполнитель геофизических работ должен ознакомиться с имеющимися по ней промысловыми и геофизическими материалами, особенно с результатами последних исследований в ней и с теми особенностями ее работы, от которых зависит выбор технологии предстоящих исследований, необходимых аппаратуры и оборудования.
2.2.20. Геофизические работы в скважине должны проводиться, как правило, в присутствии ответственного представителя заказчика. В исключительных случаях допускается работа геофизической партии без представителя заказчика в добывающих и водонагнетательных скважинах, однако его присутствие обязательно перед началом и окончанием геофизических работ для оформления акта на выполненные виды работ и приемки скважины.
2.3. Исследование добывающих скважин
2.3.1. Исследования в добывающих скважинах при проектных режимах их работы по задачам контроля за разработкой пластов, состоянием и эксплуатацией скважин и скважинного оборудования должны проводиться с применением методов, включающих:
— методы изучения охвата продуктивного пласта разработкой;
— методы изучения энергетического состояния залежи;
— методы изучения состава и структуры жидкости в стволе скважины;
— методы определения герметичности крепи скважины;
— методы привязки результатов исследований по глубине к геологическому разрезу и технологическому оборудованию.
2.3.2. Охват продуктивного разреза разработкой должен изучаться с применением расходомеров (дебитомеров) и индикаторов притока, позволяющих определять профиль притока и дебиты в перемычках между отдельными пластами.
2.3.3. Изучение энергетического состояния в скважине должно осуществляться с помощью манометров и термометров, позволяющих измерять забойное и пластовое давления в зоне дренирования их скважиной и определять пластовую температуру в стволе скважины и выявление обводненных интервалов в пластах.
2.3.4. Состав и структура жидкости в стволе скважины должны изучаться с применением влагомеров, плотномеров, кондуктомеров и т.д. с учетом физико — химических свойств добываемой и закачиваемой жидкостей. Эти исследования должны обеспечить изучение многофазного потока в стволе скважины и выявление обводненных интервалов в пластах.
2.3.5. Исследования расходомерами в скважинах, эксплуатирующихся при давлении ниже давления насыщения, должны проводиться в комплексе с исследованиями манометрами и плотномерами или кондуктомерами, так как только в этом случае могут быть получены достоверные результаты о профиле притока и дебитах пластов.
2.3.6. Изучение герметичности крепи скважины должно осуществляться высокочувствительной термометрией и акустической шумометрией, позволяющими фиксировать движение жидкости за эксплуатационной колонной, возможно использование ИПТ.
2.3.7. Для газовых, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений методы изучения добывающих скважин должны дополняться нейтронным каротажем по тепловым нейтронам и гамма — гамма — каротажем, позволяющими контролировать не только газонасыщенность продуктивного пласта, но и водонасыщенных пластов над покрышкой залежи и около дневной поверхности. В механизированных скважинах проведение этих методов обеспечивает выбор оптимальных глубин подвески насосов.
2.3.8. Для проведения геофизических работ при герметизированном устье скважин должен применяться стабилизированный по длине кабель, не имеющий сростков, а так же обрывов и мест спаек проволок верхнего повива брони. Допускается, в исключительных случаях, применять для геофизических работ в низкодебитных скважинах с небольшим, менее 1,5 МПа давлением на устье, кабель, ремонт брони которого выполнен с помощью сварочного аппарата. Отклонения наружного диаметра геофизического кабеля на разных участках по всей длине не должны превышать 2%.
2.3.9. Для геофизических работ в добывающих скважинах должно применяться оборудование герметизации устья, скважинные приборы и грузы, в паспортах которых должны быть все данные, необходимые для их безопасной эксплуатации.
2.3.10. К обслуживанию оборудования герметизации устья допускаются только те работники геофизических партий, которые прошли соответствующий курс обучения, имеющие удостоверение на право эксплуатации лубрикаторных установок.
2.3.11. Все работы на устье добывающей скважины должны выполняться с применением исправного инструмента, изготовленного из материалов, не дающих искрения при ударах.
2.3.12. Перед началом и после окончания геофизических работ на скважинах необходимо тщательно осматривать все сварные соединения оборудования герметизации кабеля. Запрещено проводить работы с оборудованием, элементы которого имеют повреждения сварки (трещины, сколы, раковины).
2.3.13. Прежде чем приступить к развертыванию каротажной станции на скважине, необходимо ознакомиться с инструкцией и техническим состоянием устьевой запорной арматуры, со схемой обвязки устья и с аппаратурой энергоснабжения и автоматики скважины.
2.3.14. Геофизические исследования в фонтанных скважинах должны проводиться только при исправных задвижках на запорной арматуре и манифольдах. Задвижки должны легко открываться и закрываться вручную.
2.3.15. Перед началом работ по монтажу оборудования герметизации устья необходимо разгрузить стационарный лубрикатор скважины от давления через вентиль с отводом жидкости в емкость и демонтировать депарафинизационную установку.
2.3.16. Прочность грузонесущих элементов оборудования герметизации устья при работе с установкой направляющего ролика на лубрикаторе, опорные штанги должны быть рассчитаны на нагрузки, превышающие вдвое разрывное усилие геофизического кабеля.
2.3.17. Лебедка, применяемая при монтаже оборудования герметизации устья, должна быть рассчитана на грузоподъемность, вдвое превышающую массу самого тяжелого элемента оборудования. Ответственность за правильную эксплуатацию лебедки должна быть возложена на инженерно — технического работника партии. Лебедка должна подвергаться периодическому техническому освидетельствованию не реже одного раза в год.
2.3.18. Перед началом работ по оборудованию устья глубинно — насосной скважины со штанговым насосом станок — качалка должен быть остановлен таким образом, чтобы головка балансира достигла крайнего верхнего положения, а избыточное давление в межтрубном пространстве было стравлено. Из приборного отверстия эксцентричной планшайбы должна быть вывернута заглушка.
2.3.19. Монтаж и демонтаж оборудования герметизации устья скважины должен проводиться на мостках рабочей площадки двумя рабочими геофизической партии под руководством инженерно — технического работника. При использовании упрощенных вариантов оборудования, не имеющего механизма кабеля и дистанционного управления герметизатором геофизического кабеля, на мостках должна быть смонтирована площадка обслуживания лубрикатора.
2.3.20. При использовании вариантов оборудования герметизации устья, не оснащенных стойкой с грузоподъемной лебедкой, запрещается проведение исследований приборами весом более 50 кг и длиной более 2 м независимо от веса.
2.3.21. Оборудование герметизации устья после установки его на фланце буферной задвижки должно быть проверено на герметичность путем повышения давления при плавном открывании задвижек запорной арматуры. Запрещено проведение геофизических исследований в скважинах при негерметичности в соединениях лубрикатора.
2.3.22. Крепление нижнего (оттяжного) ролика к фланцу эксплуатационной колонны должно осуществляться с учетом расположения площадки, на которой будет установлена станция. Подъемник должен быть установлен на расстоянии 25 — 30 м от устья скважины так, чтобы площадь вращения нижнего направляющего ролика и вертикальная ось опорной штанги были перпендикулярны оси лебедки и проходили через ее середину. С рабочего места лебедчика должны быть хорошо видны все элементы устьевого оборудования.
2.3.23. Повышение давления в лубрикаторной установке при открывании задвижки должно проходить медленно — гидравлический удар недопустим. Спуск геофизического кабеля в скважину должен осуществляться при установке положения заслонки ловителя «открыто» и полностью открытой задвижке, а также постоянном контроле за показаниями датчика натяжения и глубины.
2.3.24. Спуск (проталкивание) в скважину и подъем из нее первых десятков метров геофизического кабеля должно осуществляться с помощью механизма перемещения, управляемого дистанционно с мостков рабочей площадки скважины. Допускается при использовании упрощенной конструкции оборудования герметизации устья выполнение этой операции вручную рабочим, стоящим на мостках площадки обслуживания лубрикатора.
2.3.25. Спуско — подъемные операции в скважинах должны производиться со скоростью не более:
— в насосно — компрессорных трубах — 0,8 м/с;
— при входе в башмак НКТ — 0,14 м/с;
— с глубины 100 и до устья скважины — 0,07 м/с.
2.3.26. На скважине на расстоянии не менее 20 м от устья должна быть установлена емкость, предназначенная для сбора жидкости, просачивающейся через герметизирующее устройство лубрикаторной установки. Для предохранения от вибрации при выпуске газа отводная линия должна быть закреплена. На газовых скважинах газ, отводящийся от герметизатора геофизического кабеля, должен сжигаться.
2.3.27. В процессе спуска прибора в скважину должно визуально контролироваться состояние брони геофизического кабеля. При обнаружении каких-либо повреждений брони геофизического кабеля (разрыв проволок) спуск прибора должен быть прекращен, прибор поднят на поверхность, а дальнейшие работы приостановлены до замены кабеля. Запрещено удалять отдельные проволоки, отошедшие от брони, заправлять их под проволоку неповрежденных витков.
2.3.28. При работе с использованием приемных секций лубрикатора длиной более 2,5 м и с опорой верхнего направляющего ролика на штангу оборудование герметизации кабеля должно быть в обязательном порядке смонтировано с использованием растяжек. В процессе спуска и подъема кабеля должен осуществляться постоянный контроль за растяжками.
2.3.29. Проведение геофизических исследований запрещается при:
— негерметичности оборудования устья скважины;
— отсутствии конусной воронки или шпильки на НКТ;
— давлении на буфере, превышающем допустимое рабочее давление оборудования герметизации кабеля;
— наличии препятствий для спуска кабеля.
2.3.30. При проведении исследований в фонтанных нефтяных и газовых скважинах с высоким (более 7 МПа) давлением на устье, при которых преодолеть выталкивающее давление, действующее на кабель, вручную или с помощью механизма перемещения невозможно, должно применяться оборудование герметизации устья с большой длиной лубрикатора. Такие лубрикаторы должны эксплуатироваться с применением специальных грузоподъемных устройств, а для преодоления выталкивающей силы должны использоваться специальные грузы, укрепленные на кабеле над скважинным прибором.
2.3.31. При использовании грузоподъемного устройства оборудование герметизации должно устанавливаться на верхний фланец буферной задвижки с помещенным в лубрикатор прибором и гирляндой грузов. Верхний направляющий ролик должен быть укреплен на крюке подъемной вышки (мачты), наклоненной таким образом, чтобы центр направляющего ролика находился над центром фланца буферной задвижки. Управление герметизатором геофизического кабеля должно осуществляться с пульта компрессора станции закачки густой смазки.
2.3.32. При подъеме скважинного прибора после окончания исследований необходимо по показаниям датчика глубин и по расположению рычага заслонки ловителя контролировать его вхождение в приемную секцию лубрикатора. Демонтаж оборудования герметизации устья должен производиться только после сброса давления в лубрикаторе через вентиль.
2.3.33. Запрещено при геофизических исследованиях в добывающих скважинах использование открытого огня на территории скважины в радиусе не менее 50 м, отогревать лубрикатор и отводную линию допускается только горячей водой или паром.
При исследованиях в механизированных скважинах после спуска прибора в межтрубное пространство в отверстии планшайбы должно быть установлено сальниковое устройство. Перед спуском прибора в глубинно — насосную скважину, оборудованную отклонителем УЭЦН, должна быть извлечена пробка, герметизирующая приборное отверстие планшайбы.
2.4. Исследования нагнетательных скважин
2.4.1. Исследования в нагнетательных скважинах должны проводиться при установившихся режимах работы и техническим состоянием скважины и скважинного оборудования с применением методов, включающих:
— методы изучения профиля поглощения и определения приемистости пластов;
— методы определения термобарического состояния пластов;
— методы определения герметичности крепи скважины;
— методы привязки результатов исследований к геологическому разрезу и элементам технологического оборудования.
2.4.2. Изучение профиля поглощения и приемистости пластов должно осуществляться с помощью расходомера, термокондуктивного индикатора скорости движения жидкости и высокочувствительного термометра, позволяющих оценить охват продуктивного разреза воздействием и определить наличие приемистости скважины в перемычках между пластами.
2.4.3. Изучение термобарического состояния пластов должно осуществляться с применением термометрии и барометрии, позволяющих определить коэффициент продуктивности и пластовое давление в различных интервалах продуктивного разреза.
2.4.4. Изучение герметичности крепи скважины и НКТ (при изоляции межтрубного пространства пакером) должно производиться с применением высокочувствительной термометрии, термокондуктивной индикации скорости движения жидкости и акустической шумометрии, возможно использование ИПТ.
2.4.5. Для привязки результатов геофизических исследований к геологическому разрезу и элементам технологического оборудования проводятся исследования методом ГК и локатором муфт.
2.4.6. Запорная арматура нагнетательной скважины должна обеспечивать:
— возможность подключения цементировочного агрегата (ЦА) и закачки жидкости как через НКТ, так и через межтрубное пространство;
— герметизацию устья как со стороны НКТ, так и межтрубного пространства;
— возможность монтажа оборудования герметизации.
2.4.7. Геофизические исследования в нагнетательных скважинах должны проводиться с использованием оборудования герметизации устья, позволяющего проводить исследования при давлении, превышающем проектное давление закачки рабочего агента. Так как давление на устье нагнетательной скважины обычно значительно превышает 7 МПа, то при геофизических исследованиях должно применяться оборудование, эксплуатирующееся с грузоподъемным механизмом.
2.4.8. Допускается в отдельных случаях работа на скважине без грузоподъемного устройства с применением приборов массой менее 50 кг и длиной менее 2 м, если давление перед спуском прибора в скважину может быть снижено путем излива жидкости. В этом случае обвязка скважины должна быть такой, чтобы обеспечивался замкнутый цикл циркуляции жидкости, либо сбросовая линия должна быть выведена за пределы скважины в место, где слив сточной воды не нарушает экологическую обстановку. Геофизические исследования в интервале объекта должны быть начаты через промежуток времени, требуемый для выхода скважины на установившийся режим работы.
2.4.9. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой на запорной арматуре и задвижками на водоводе и выкидной линии. Задвижки должны быть исправны и свободно открываться.
2.4.10. При проведении геофизических исследований в нагнетательных скважинах с использованием системы водогазового воздействия на продуктивные пласты постоянное присутствие ответственного представителя нефтегазодобывающего предприятия обязательно.
2.4.11. Порядок проведения геофизических исследований в нагнетательных скважинах должен определяться основными положениями технологии работ в скважинах под давлением.
2.5. Исследования в контрольных скважинах
2.5.1. Исследования в контрольных скважинах по задачам изучения процесса вытеснения нефти водой и газом в различных геолого — физических условиях эксплуатационного объекта должны проводиться с применением методов, включающих:
— методы определения положения ВНК и прохождения фронта закачиваемого агента по продуктивному разрезу;
— методы определения положения ГЖК и газонасыщенности водоносных пластов за пределами покрышки залежи.
2.5.2. Определение положения ВНК и прохождение фронта закачиваемой воды должно осуществляться с применением методов нейтронного каротажа с импульсными и стационарными источниками излучения, а также методами широкополосного низкочастотного акустического каротажа при исследовании в скважинах, крепленных металлическими трубами. Решение этих задач в скважинах, крепленных неметаллическими трубами, должно осуществляться с применением электромагнитного (индукционного и диэлектрического) каротажа.
2.5.3. Определение положения ГЖК и газонасыщенности водоносных пластов за пределами покрышки залежи должно осуществляться с применением нейтронного каротажа по тепловым нейтронам и гамма — гамма — каротажа.
2.5.4. Применение нейтронного каротажа со стационарными источниками для определения положения ВНК и фронта продвижения закачиваемой воды допускается в разрезах, сложенных однородными высокопористыми (не менее 20%) неглинистыми (не более 5%) коллекторами при высокой минерализации пластовой воды (не менее 100 — 150 г/л хлористого натрия). Во всех остальных случаях решение этих задач должно осуществляться с помощью методов импульсного, нейтронного, диэлектрического, акустического и других методов каротажа с учетом конструкции скважин.
2.5.5. Контрольные скважины должны использоваться для периодических измерений пластовой температуры.
2.5.6. Исследования в контрольных скважинах методами электромагнитного и импульсного нейтронного каротажей должны обеспечивать в благоприятных условиях при обводнении однородных пластов количественную оценку текущей нефтенасыщенности коллектора (в необводненной части продуктивного разреза) и прогнозирование обводненности этих пластов.
2.5.7. Результаты геофизических исследований в контрольных скважинах должны обеспечивать определение скорости и направления перемещения контуров нефтеносности и газоносности, фронтов заводнения и положения их на фиксированную дату. Это должно позволять прогнозировать продвижение их по залежи.
2.5.8. Изучение изменений газонасыщености продуктивного разреза по скважинам, расположенным в подгазовой зоне, должно обеспечить выявление зон продвижения газовой шапки вниз в нефтяную часть или зону внедрения нефти в газовую шапку. На нефтяных месторождениях, разрабатываемых в режиме растворенного газа, исследования в контрольных скважинах должны предусматривать наблюдение за формированием газовой шапки.
2.5.9. Проведение геофизических исследований в контрольных скважинах должно осуществляться по технологии, применяемой при проведении работ в скважинах, выходящих из бурения. Для спуска и подъема приборов должно применяться стационарное или передвижное грузоподъемное устройство (вышка, мачта).

Типовой комплекс исследования
эксплуатационных скважин для решения задач контроля
за разработкой нефтяных месторождений 

3.1. Типовой комплекс ГИС для контроля за разработкой залежи углеводородов составляется с учетом необходимых для решения задач в конкретных условиях. Комплекс включает основные и дополнительные методы ГИС, которые уточняются в зависимости от стадии размеров разработки, новых задач контроля и новых технологий, технических средств контроля.
3.2. Пример типового комплекса дается ниже (табл. 1).

Таблица 1

«Охрана труда в России» (www.ohranatruda.ru)