![](/user_photo/_userpic.png)
книги / Промысловый контроль и регулирование разработки месторождений углеводородов. Ч. 1
.pdf![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb271x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
|
методов промыслово- |
||
задач. Наименование |
||
стандартной задачи |
геофизических |
|
исследований (ПГИ) |
||
|
||
Профиль (интервалы) |
РМГ, ТА, ТМ, ШИ |
|
притока газа |
||
|
||
|
|
|
|
РМЖ. Многокомпо- |
|
|
нентнаясмесь |
|
Дебиты (интервальные) |
(нефть+вода), ухуд- |
|
шающаяточностько- |
||
притока жидкости |
личественныхоценок |
|
|
||
|
|
|
|
ТА, замеры уровней |
|
|
по ВЛ |
|
|
РМГ. Наличие жидко- |
|
Дебиты (интервальные) |
сти в потоке снижает |
|
притока газа |
точность количест- |
|
|
венных оценок |
|
|
|
|
Состав интервального |
|
|
притока смеси жидкости |
ТА, ВЛ, БМ, ПЛ, РИ, |
|
(нефти с водой) включая |
ШС |
|
ее обводненность |
|
|
|
|
|
Состав интервального |
|
|
притока газожидкостной |
РИ, БМ, ВЛ, ТА, ШС |
|
смеси включая ее обвод- |
||
ненность |
|
|
Структура газожидкост- |
|
|
ного потока в интервале |
РМГ, БМ, ВЛ, ТА |
|
оценки состава притока |
|
|
|
|
|
Гидравлические потери в |
|
|
лифте при потоке газо- |
|
|
жидкостной смеси в ин- |
РМГ, БМ |
|
тервале оценки состава |
|
|
притока |
|
|
Профиль (интервалы) |
РМЖ, ТА, ТМ, ШИ |
|
приемистости воды |
||
|
||
|
|
Примечание (объекты, технология исследований, этапность и др.)
Добывающие газовые скважины. Скважины в процессе освоения. Замеры в динамике. Охват 20 % ДФ, периодичность – 1 год Добывающие нефтяные, водозаборные скважины. Скважины в процессе освоения. Замеры в динамике. Охват до 10 %, периодичность – от 1 года
Насосные ДФ, СФ при КРС
Добывающие газовые скважины. Скважины в процессе освоения. Замеры в динамике. Охват 20 % ДФ, периодичность – 1 год Добывающие нефтяные скважины. Скважины в процессе освоения. Замеры в динамике. Охват 10 % ДФ, периодичность – 1 год Добывающие нефтяные и газовые скважины. Замеры в динамике. Охват до 10 % ДФ, периодичность – 1 год Добывающие нефтяные и газовые скважины. Замеры в динамике. Охват до 10 % ДФ, периодичность – по обстановке
Добывающие нефтяные и газовые скважины. Охват –
до 10 % ДФ, периодичность – по обстановке
Нагнетательные скважины. Охват 30 % (50 % – в начале закачки) НФ, периодичность
– 1 год
271
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb272x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
геофизических |
исследований, этапность |
|
стандартной задачи |
|||
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
|
|
Нагнетательные скважины по |
|
Профиль (интервалы) |
РМГ, ТА, ТМ, ШИ |
газу. Охват 30 % (50 % – |
|
приемистости газа |
в начале закачки) НФ, перио- |
||
|
|||
|
|
дичность – 1 год |
|
Расходы (интервальные) |
|
Нагнетательные скважины. |
|
РМЖ, ТА |
Охват 30 % НФ, периодич- |
||
приемистости воды |
|
ность – 1 год |
|
|
|
||
Расходы (интервальные) |
|
Нагнетательные скважины |
|
РМГ, ТА |
по газу. Охват 30 % НФ, пе- |
||
приемистости газа |
|
риодичность – 1 год |
|
|
|
2.2 Определение начального, текущего или остаточного нефте- и газонасыщения пласта
Начальное ВНК |
ГИС, НК, ИНК, УКК, |
|
ВАК |
||
|
||
Начальное ГВК |
ГИС, НК, временные |
|
Начальное ГНК |
ТМ |
|
Начальная нефтегазона- |
|
|
сыщенность |
НК, ИНК, УКК, ВАК |
|
Начальная нефтенасы- |
||
щенность |
|
|
Начальная газонасыщен- |
НК |
|
ность |
|
|
Положение ВНК |
НК, ИНК, УКК, ВАК |
|
Положение ГВК |
Временные НК |
|
Положение ГНК |
||
|
||
Текущая нефтегазонасы- |
НК, ИНК, УКК, ВАК |
|
щенность |
|
|
|
|
|
|
То же, плюс ИНК с |
|
Текущая нефтенасыщен- |
закачкой МВ и после- |
|
ность |
дующей очисткой |
|
|
пласта при обработке |
|
Текущая газонасыщен- |
НК, ИНК (ИННК), |
|
ность |
ВАК |
|
|
|
Разведочные, осваиваемые эксплуатационные, транзитные скважины. Фоновые в статике и при очистке ближней зоны путем вызова притока. На этапе освоения. После расформирования зоны проникновения (для газоносных)
Контрольные (наблюдательные) глухие скважины (100 % КФ), ТФ – по необходимости, разведочные. Периодичность 3–6 мес. (при прослеживании фронта обводнения) до 2 лет (на завершающем этапе разработки). Строящиеся эксплуатационные скважины. На этапе освоения, после расформирования зоны про- никновения (для газоносных) То же, плюс добывающие нефтяные скважины (технология ИНК с закачкой МВ и прослеживанием темпа и степени очистки у отдельных толщин) – охват ДФ 3 %, периодичность – по необходимости
272
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb273x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
|
методов промыслово- |
||
задач. Наименование |
геофизических |
|
стандартной задачи |
||
исследований (ПГИ) |
||
|
||
Изменение нефтегазона- |
Временные замеры |
|
сыщенности |
НК, ИНК |
|
Изменение водонасыщен- |
То же |
|
ности во времени |
|
|
Обводнение продуктив- |
|
|
ных толщин при обсадке |
|
|
стеклопластиковыми тру- |
|
|
бами, количественные |
ИК, ДК, ВИКИЗ |
|
оценки текущей нефтега- |
|
|
зонасыщенности и ее |
|
|
изменений |
|
2.3. Работающие толщины пласта
Работающие толщины |
|
|
пласта при притоке |
|
|
|
Серия ТМ, ШС, РМ, |
|
|
||
Работающие толщины |
ТА |
|
|
||
пласта при поглощении |
|
|
|
|
|
Действующие толщины |
|
|
пласта, затронутые про- |
|
|
цессами выработки |
|
|
Обводненные (обвод- |
Серия ТМ, ГК (по ра- |
|
диогеохимическому |
||
няющиеся) толщины не- |
||
эффекту РГЭ), ШС |
||
перфорированного пласта |
(ШИ), ВАК, ИНК(УКК) |
|
Обводненные (обвод- |
То же и методы оцен- |
|
няющиеся) толщины пер- |
ки состава (ВЛ, ПЛ, |
|
форированного пласта |
РИ, БМ) |
|
|
ИННК с закачкой МВ, |
|
Коэффициент вытеснения |
УКК |
|
вырабатываемых толщин |
|
|
|
|
|
|
Трассирование фильт- |
|
|
рационных потоков |
|
|
|
Примечание (объекты, технология исследований, этапность и др.)
То же (100 % КФ), плюс эксплуатационный фонд скважин. Охват 5 %, по необходимости – ТФ
Скважины, оборудованные стеклопластиковымхвостовикомэксплуатационнойколонны(ОФ100 %). Периодичность: от3 месяцев(прослеживаниефронтаобводнения) до2 лет(оценкаостаточной нефтегазонасыщенности)
Добывающийфондскважин. Фоновыезамерывстатикеина режимахотбора. Охват10 % ДФ, периодичность– 1 год Нагнетательный фонд скважин. Фоновые замеры в статике и на режимах закачки. Охват до 30 % НФ, периодичность – 1 год
ЭФ свыше 10 %, периодичность – 1 год
То же, применение методов РК, АК – по необходимости
Добывающие скважины. Фоновые замеры, замеры при закачке МВ, при очистке пласта от МВ на режимах отбора. По программе специальных исследований По специальной программе
закачки трассеров через НФ (ДФ – реагирующие)
273
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb274x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
|
методов промыслово- |
||
задач. Наименование |
геофизических |
|
стандартной задачи |
||
исследований (ПГИ) |
||
|
3. Гидродинамический мониторинг свойства пласта
Примечание (объекты, технология исследований, этапность и др.)
3.1. Оценка параметров режима работы скважины и энергетических свойств пласта
|
|
Эксплуатационный фонд |
|
Устьевые: давление (бу- |
Замеры во времени и |
скважин. Еженедельные на- |
|
ферное, затрубное и в |
замерной установке |
блюдения (в том числе авто- |
|
межтрубье), температура |
или устьевых БМ, ТМ |
номными датчиками под |
|
|
|
ЭЦН) |
|
|
Замеры во времени |
|
|
|
БМ, в отдельных слу- |
|
|
|
чаях – перерасчеты по |
Эксплуатационный фонд |
|
|
устьевым давлениям |
скважин. В процессе прове- |
|
|
или по динамическим |
дения ГДИС и ПГИ. Охват |
|
Забойное давление |
уровням (ЭХ), замеры |
ЭФ до 50 % (расчетами |
|
|
ГГК в НКТ с целью |
до 100 %). Периодичность: |
|
|
отбивки уровней раз- |
ЭФ – 3 мес., сеть ОФ – |
|
|
дела фаз в межтрубье |
ежемесячно |
|
|
(специальная про- |
|
|
|
грамма) |
Охват ДФ 10 %, НФ 50 % |
|
|
Замеры во время БМ, |
||
Пластовое давление |
РМЖ, Г+БМ. Пере- |
(периодичность полгода), |
|
считывается с отметки |
ОС – ежеквартально, ПФ – |
||
|
|||
|
на ВНК (а.о.) |
до 100 % |
|
|
Замеры во время БМ, |
Охват ДФ 10 %, НФ – 50 % |
|
Депрессия (репрессия) на |
РМЖ, Г+БМ. Пере- |
(периодичность полгода), |
|
пласт(ы) |
считывается с отметки |
ОС – ежеквартально, ПФ – |
|
|
на ВНК (а.о.) |
до 100 % |
|
Фактическая продуктив- |
Замеры во времени |
То же для нефтяных и нагне- |
|
ность пласта (удельная) |
в кровле пласта БМ, |
тательных скважин |
|
по жидкости |
РМЖ, Г |
||
|
|||
Фактическая фазовая (по |
То же, плюс уточнен- |
То же для нефтяных или га- |
|
нефти, по газу) удельная |
ная информация о |
зовых добывающих скважин |
|
продуктивность пласта |
фазовых дебитах |
||
|
|||
Динамические изменения |
Динамический (вре- |
Эксплуатационная скважина. |
|
фактической фазовой |
менной) анализ всех |
||
результатов ГДИС- |
Временные исследования |
||
продуктивности в сква- |
|||
жине (во времени) |
ПГИ по отдельной |
(любая периодичность) |
|
скважине, ФХИ |
|
||
|
|
274
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb275x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
|
методов промыслово- |
||
задач. Наименование |
||
стандартной задачи |
геофизических |
|
исследований (ПГИ) |
||
|
||
|
Площадной (про- |
|
Изменения фактической |
странственный) ана- |
|
фазовой продуктивности |
лиз результатов |
|
ГДИС-ПГИ для всех |
||
по площади (объему) |
скважин, эксплуати- |
|
залежи |
||
рующих объект |
||
|
||
|
(пласт, залежь) |
|
|
Расчетынаосновании |
|
Коэффициент потенци- |
данныхопроницаемо- |
|
альной продуктивности |
стипоГДИС, работаю- |
|
пласта по жидкости |
щихэффективныхтол- |
|
щиниреальномрадиу- |
||
|
||
|
секонтурапитания |
|
|
Расчеты на основании |
|
|
данных о проницае- |
|
Коэффициент потенци- |
мости по ГДИС, рабо- |
|
альной фазовой |
тающих эффективных |
|
толщин и реальном |
||
(по нефти, по газу) |
||
радиусе контура пита- |
||
продуктивности |
||
ния. Текущая инфор- |
||
|
||
|
мация о вытеснении |
|
|
нефти (газа) из пласта |
|
|
Расчеты на основании |
|
|
данных о проницае- |
|
|
мости по ГДИС, рабо- |
|
Прогноз изменения по- |
тающих эффективных |
|
тенциальной продуктив- |
толщин и реальном |
|
ности пласта при после- |
радиусе контура пита- |
|
дующей разработке ме- |
ния. Гидродинамиче- |
|
сторождения |
ская (фильтрацион- |
|
ная) модель месторо- |
||
|
||
|
ждения, обобщающая |
|
|
данные по истории |
|
|
разработки, ФХИ |
|
Динамика изменения |
ТМ в статике |
|
температуры пласта |
||
|
||
3.2. Оценка фильтрационных |
свойств |
|
Гидропроводность уда- |
Замеры во времени в |
|
ленной зоны пласта |
кровле пласта БМ |
|
|
|
Примечание (объекты, технология исследований, этапность и др.)
Фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению. Охват ЭФ не менее 20–30 %, периодичность порядка 0,5–1 год
Опорная сеть эксплуатационных скважин, равномерно охватывающих залежь. Охват ЭФ не менее 20–30 %, периодичность порядка 0,5–1 год
Опорная сеть эксплуатационных скважин, равномерно охватывающих залежь. Охват ЭФ не менее 20–30 %, периодичность порядка 0,5–1 год
ЭФ(выборочноприПГИ), КФ– периодичность2 разавгод
Разведочныескважины, фонд эксплуатационныхскважинпо всемуместорождению. Охват ДФ10 %. НФ20 %, периодич- ностьпорядка0,5–1 год
275
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb276x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
|||
стандартной задачи |
геофизических |
исследований, этапность |
|
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
Проницаемость удален- |
|
То же, охват ЭФ 10–20 %, |
|
ной зоны пласта (с учетом Замеры во времени на |
периодичность 1 год, для |
||
работающей по ПГИ) |
забое БМ |
опорной сети базовых |
|
эффективной толщине |
|
ГДИС – 0,5 лет |
|
Гидродинамические связи ГДП, поточечное ис- |
Эксплуатационные добы- |
||
вающие скважины и нагнета- |
|||
продуктивных толщин по |
пытание (БМ), трас- |
тельные скважины. По про- |
|
вертикали в удаленной |
сирование фильтраци- |
грамме специальных иссле- |
|
зоне пласта |
онных потоков |
дований |
|
|
|
3.3. Оценки изменения фильтрационных свойств в призабойной зоне
Гидропроводность ближ- |
|
ней зоны пласта |
|
Коэффициент прибойной |
|
закупорки |
Замеры во времени |
Скин-фактор |
в кровле пласта БМ |
Коэффициент гидродина- |
|
мического совершенства |
|
скважины |
|
4. Технологический контроль работы скважины
Разведочные скважины, фонд эксплуатационных скважин по всему месторождению.
Охват ЭФ до 20 %, периодичность 0,5–1 года
4.1. Оценки работы элементов подземного оборудования (по необходимости)
Срабатывание пусковых |
Устьевые давления |
|
муфт (при компрессиро- |
на замерной установке |
|
вании) |
типа ТМ, БМ |
|
|
|
|
Герметичность пакера |
Устьевые давления |
|
на замерной установ- |
||
(способом контроля уров- |
||
ней над пакером) |
ке, эхолокация, ШИ в |
|
динамике |
||
|
||
|
|
|
|
Дебиты по замерной |
|
|
установке, динамиче- |
|
Эффективность работы |
ским уровням (ЭХ), |
|
насосов ЭЦН |
методам оценки ди- |
|
|
намических уровней в |
|
|
стволе (ВЛ, БМ и др.) |
|
|
|
Добывающие малодебитные скважины. Исследования в процессе спуска в работу
(осваиваемые, малодебитные, с КРС)
Добывающие скважины (газовые или с раздельной эксплуатацией объектов). В процессе других исследований ПГИ-ГДИС или по специальной программе Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и технологических измерений ГДИС
276
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb277x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
|||
стандартной задачи |
геофизических |
исследований, этапность |
|
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
4.2. Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины |
|||
Уровень жидкости в ствоЭХ (уровни) или за- |
Добывающие скважины. |
||
ле (эксплуатационной |
меры ВЛ, РИ, БМ, ПЛ, В процессе испытания с оп- |
||
колонне или НКТ) |
ТА |
ределением приток-состава |
|
Уровни жидкости |
ЭХ, ГТК (ПЛ по рас- |
Добывающие скважины. |
|
в межколонном пространсеиванию гамма- |
В процессе ПГИ с определе- |
||
нием приток-состава при |
|||
стве |
квантов) |
||
отсутствии пакера |
|||
|
|
||
Фазовые уровни в стволе |
|
|
|
(эксплуатационной ко- |
ВЛ, РИ, БМ, ПЛ, ТИ |
Добывающие скважины с |
|
лонне или НКТ) |
|
многокомпонентной продук- |
|
Состав смеси на забое в |
|
цией. В процессе ПГИ с оп- |
|
стволе (эксплуатационной БМ (ГШ), ВЛ, РИ, ТМ ределением приток-состава |
|||
колонне или НКТ) |
|
Добывающие нефонтани- |
|
|
|
||
|
|
рующие скважины, оборудо- |
|
Динамика изменения |
|
ванные электроцентробеж- |
|
уровней жидкости |
ЭХ |
ным насосом. Периодичность |
|
(работа ЭЦН) |
|
определяется мероприятиями |
|
|
|
промыслового мониторинга |
|
|
|
и ГДИС |
|
Интервалы разгазирова- |
|
Добывающие нефтяные и |
|
|
газоконденсатные скважины. |
||
ния нефти в стволе при |
|
||
|
Периодичность – по необхо- |
||
снижении забойного дав- |
БМ, ПЛ, ТМ |
||
димости (при создании усло- |
|||
ления ниже давления на- |
|
||
|
вий для разгазирования про- |
||
сыщения |
|
||
|
дукции) |
||
|
|
4.3. Определение межпластовых перетоков (по стволу)
Интервалы (кровляподошва) межпластовых перетоков Направления межпластовых перетоков Тип флюида в межпластовом перетоке
Дебиты межпластовых перетоков
Прямые замеры РМ совместно с БМ (ПЛ), ВЛ, РИ (с закачкой солевых МВ). Серия ТМ на переходных режимах с выходом на стабилизацию процесса, ШИ, КНАМ, ИНГК с применением гидрофильных (гидрофобных) МВ
Эксплуатационные скважины, в процессе освоения, простаивающие (в необсаженных или перфорированных участках ствола). В процессе ПГИ с определением приток-состава
277
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb278x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
|||
стандартной задачи |
геофизических |
исследований, этапность |
|
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
4.4 Определение суммарных |
фазовых расходов скважины |
||
|
Замерные установки |
|
|
|
или РМЖ (замеры вне Добывающие нефтяные |
||
Суммарный расход ста- |
интервалов притока на скважины или водозаборные |
||
бильно работающей |
разных скоростях на |
скважины. В процессе ПГИ |
|
скважины по жидкости |
спусках и подъемах), |
с определением приток- |
|
|
дополнительно – ФХИ состава |
||
|
(анализ проб) |
Добывающие газовые сква- |
|
|
Замерные установки |
||
Суммарный расход сква- |
или РМГ, дополни- |
жины. В процессе ПГИ |
|
жины по газу |
тельно – ФХИ (анализ |
с определением приток- |
|
|
проб продукции) |
состава |
|
|
Замерные установки |
|
|
Суммарные фазовые де- |
или РМГ, БМ, ТМ или |
Добывающие обводняющие- |
|
биты газожидкостной |
РМЖ (замеры вне |
ся нефтяные или газовые |
|
продукции для стабильно |
интервалов притока на |
||
скважины. В процессе ПГИ |
|||
работающей скважины |
разных скоростях на |
с определением приток- |
|
(включая ее обводнен- |
спусках и подъемах), |
||
ность) |
ПЛ (БМ), ВЛ, ФХИ |
состава |
|
|
дополнительно |
Добывающие обводняющие- |
|
|
|
||
Суммарный расход неста- |
|
ся нефтяные скважины, экс- |
|
бильно работающей ма- |
ЭХ (уровня) или ПЛ |
плуатирующиеся в режиме |
|
лодебитной скважины по |
(ВЛ, БМ) |
накопления (подъема уров- |
|
жидкости |
|
ня). В процессе ПГИ с опре- |
|
|
|
делением приток-состава |
|
Суммарные фазовые де- |
|
Добывающие обводняющие- |
|
биты газожидкостной |
|
ся нефтяные или газовые |
|
продукции для неста- |
ЭХ (уровни) или БМ |
скважины, эксплуатирую- |
|
бильно работающей ма- |
щиеся в режиме накопления |
||
лодебитной скважины |
(ВЛ, ПЛ) |
(подъем уровня). В процессе |
|
|
|||
(включая ее обводнен- |
|
ПГИ с определением приток- |
|
ность) |
|
состава |
5. Технический контроль состояния скважины 5.1. Уточнение положения элементов конструкции (по необходимости)
Муфты обсадных и лиф- |
|
Обсаженные скважины. |
|
ЛМ, ГГДТ, ЭМД |
В процессе любых исследо- |
||
товых колонн |
|
ваний по ПГИ |
|
|
|
||
Траектория ствола сква- |
Инклинометрия гиро- |
Эксплуатационный фонд |
|
жины |
скопическая |
скважин. Согласно плану |
|
повторной инклинометрии |
|||
|
|
278
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb279x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
|||
стандартной задачи |
геофизических |
исследований, этапность |
|
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
Искусственный забой |
Шаблонирование, |
Обсаженные скважины. |
|
В процессе любых исследо- |
|||
ЛМ, ГК |
|||
|
ваний по ПГИ |
||
|
|
||
Элементы подземного |
ЛМ, МК, ЭМД, ГГДТ |
Обсаженные скважины. |
|
оборудования (башмак |
или методами оценки |
В процессе любых исследо- |
|
НКТ, пакеры, пусковые |
притока, ТМ, ШИ в |
ваний по ПГИ или по специ- |
|
муфты и т.п.) |
динамике |
альной программе |
|
Определение мест при- |
Прихватоопредели- |
Обсаженные скважины. |
|
хвата НКТ, другого обо- |
тель ПХ, ЛМ |
В процессе ликвидации ава- |
|
рудования |
|
рий (КРС) |
|
Определение герметично- |
Методы оценки при- |
Обсаженные скважины. |
|
сти искусственного забоя |
тока в динамике на |
В процессе любых исследо- |
|
(моста) |
различных режимах |
ваний по ПГИ |
|
5.2. Оценка состояния |
внутриколонного пространства труб (вне продуктивных |
||
интервалов) – по необходимости или с периодичностью 1 раз в 2 года |
|||
Сальники (гидратные |
Шаблонирование, МК |
Обсаженные добывающие |
|
или методами оценки |
скважины. В процессе ликви- |
||
пробки, солевые отложе- |
|||
ния) |
притока, ШИ в дина- |
дации причин непрохождения |
|
мике |
приборов (шаблонов) |
||
|
|||
|
|
Фонд эксплуатационных |
|
|
|
скважин. Охват до 10 % |
|
Коррозия элементов в |
МК, ЭМД, ГГДТ, |
в процессе других мероприя- |
|
САТ, скважинное |
тий технического контроля. |
||
конструкции скважины |
|||
видео |
Старый фонд эксплуатацион- |
||
|
|
ных скважин и скважины |
|
|
|
в КРС. Охват до 100 %. |
|
5.3. Выявление негерметичности колонн и уточнение границ фильтра (по необ- |
|||
ходимости или при КРС) |
|
|
|
|
ЛМ, ГГДТ, ЭМД, МК, |
|
|
Перфорация (интервалы), |
а также активные спо- |
Фонд эксплуатационных |
|
отдельные негерметично- |
собы: серия ГК, РИ с |
скважин. После первичной |
|
сти лифтовой и эксплуа- |
закачкой МВ; ТМ с |
или повторной перфорации, |
|
тационной обсадной ко- |
закачкой контрастной |
при подозрениях на негерме- |
|
лонны |
по температуре жид- |
тичность |
|
|
кости |
|
|
|
ТМ, ШИ и методы |
|
|
Негерметичность муфто- |
притока в динамике, |
Фонд эксплуатационных |
|
РИ с закачкой МВ; |
скважин при подозрениях на |
||
вых соединений |
ТМ с закачкой кон- |
||
негерметичность |
|||
|
трастной по темпера- |
|
|
|
туре жидкости |
|
279
![](/html/65386/197/html_4cmjSI4nCu.XN5d/htmlconvd-KmKHbb280x1.jpg)
Продолжение табл. 3 . 1 0
Группа стандартных |
Комплекс |
Примечание |
|
методов промыслово- |
(объекты, технология |
||
задач. Наименование |
|||
стандартной задачи |
геофизических |
исследований, этапность |
|
исследований (ПГИ) |
и др.) |
||
|
|||
Выявление дефектов тела |
|
Фондэксплуатационныхсква- |
|
труб через колонну (НКТ, |
ЭМД |
жин. Приподозренияхнаава- |
|
ЭК) |
|
рийноетехническоесостояния |
5.4. Контроль качества цементажа (по необходимости или при КРС
Наличие (полное или |
ТМ после заливки, |
|
частичное) цемента в |
||
ГГЦ, АКЦ |
||
заколонном пространстве |
||
Содержание цемента по |
ГГЦ, АКЦ, ВАК |
|
направлениям |
|
|
Сцепление цемента с по- |
АКЦ, ВАК |
|
родой и колонной |
|
|
Качество цементажа ко- |
ВАК |
|
лонны |
|
Негерметичностьцементногокольца, создающаяусло- В динамике методами
виядлязаколонныхперетоТМ, ШИ, ШС ковфлюидов
6. Контроль интенсификации
Фонд добывающих скважин. Охват 100 %. После выполнения цементажа
Фонд обсаженных скважин. При подозрениях на негерметичность ЦК и заколонные перетоки
То же и в процессе ПГИ на оценку приток-состава
6.1. Оценка эффективности очистки забоя (при ГТМ, КРС)
Удаление с забоя жидко- |
ВЛ, БМ, РИ, ПЛ, ТА |
|
сти (воды) |
|
Эксплуатационные скважины |
Удаление с забоя грязи |
То же |
|
(буровой жидкости) |
|
после проведения ГТМ |
Удаление с забоя механи- Шаблонирование ческих примесей
6.2 Оценка эффективности вскрытия пласта (по необходимости)
Охват продуктивного |
ЛМ, ГГДТ, ЭМД, МК |
|
пласта перфорацией (ка- |
и дополнительно ме- |
|
чество и степень вскры- |
тоды оценки притока |
|
тия пласта) |
в динамике |
|
Интервал установки изо- |
|
|
лирующего элемента |
ЛМ, МК, ЭМД |
|
(кольцевой пакер, «пла- |
||
стырь», «летучка» и т.п.) |
|
|
|
Активныеспособы(ГК |
|
Эффективность установки |
сзакачкойМВ) или |
|
изоляции пласта после |
методыоценкинасы- |
|
щениявближнейзоне |
||
КРС (герметичность |
(ИНК, ВАК) илиТМ, |
|
«пластыря» в месте быв- |
||
шего фильтра) |
БМиметодыоценки |
|
притока(приемисто- |
||
|
||
|
сти) вдинамике |
Эксплуатационные скважины после проведения перфорационных работа, РИР
Эксплуатационные скважины после проведения изоляционных работ службой КРС
280