Руководство по безопасности скважины

1.1.2. Геофизические исследования для изучения открытого ствола скважин включают электрические и электромагнитные, акустические, радиоактивные, гидродинамические методы, отбор кернов приборами на кабеле, а также термометрию, кавернометрию, резистивометрию, наклонометрию, ядерно-магнитный каротаж и специальные технологии для выделения коллекторов: закачка изотопов, временные повторные измерения, измерения на двух промывочных жидкостях и др.

Возможно применение других методов по мере их разработки (электросканер и др.).

1.1.3. Каждый из применяемых методов и специальных технологий имеет конкретное назначение и обеспечивает получение данных об определенных геофизических характеристиках и физических свойствах разреза (см. табл.1).

Таблица 1

     
МЕТОДЫ ГИС, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ОТКРЫТОГО СТВОЛА НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.2.4. Типовой комплекс для решения геологических задач в бурящихся нефтегазовых скважинах состоит из:

• общих исследований по всему стволу скважин;

• детальных исследований в перспективных и продуктивных интервалах;

• дополнительных исследований в тех же интервалах.

Сведения о комплексе приведены в табл.2.

Таблица 2

     
ТИПОВЫЕ КОМПЛЕКСЫ МЕТОДОВ ГИС ДЛЯ РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ОЦЕНОЧНЫХ, ПОИСКОВЫХ, РАЗВЕДОЧНЫХ И РАЗВЕДОЧНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ

«-» — не проводятся в скважинах, бурящихся на непроводящей ПЖ;

«*» — в интервалах сплошного отбора керна могут регистрироваться в М 1:20.

1.2.12. Типовой комплекс для изучения технического состояния открытого ствола бурящихся скважин включает исследования по всему стволу скважин и исследования в открытом стволе (см. табл.3).

Таблица 3

     
ТИПОВОЙ КОМПЛЕКС ГИС ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ОТКРЫТОГО СТВОЛА БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИН

1.3.9. Вспомогательное оборудование должно обеспечивать:

• индикацию движения СГП;

• определение скорости спуска и подъема кабеля;

• измерение натяжения кабеля;

• измерение длины кабеля;

• направление кабеля в скважину;

• крепление кабеля к СГП;

• поддержание температуры в салонах лаборатории и подъемника, регламентированной НД на них.

1.3.11. Электрическое сопротивление изоляции цепей аппаратуры должно быть, не менее:

1.3.20. Аппаратура РК должна обеспечивать выполнение следующих требований:

1.3.20.1. Нелинейность счетной характеристики — не более 2%.

1.3.20.2. Величину просчета — не более 20%.

1.3.20.4. Наличие стабилизации спектрометрической схемы аппаратуры СГК.

1.3.21. Аппаратура ИНК должна удовлетворять следующим требованиям:

ИГН должны быть оснащены нейтронными трубками с выходом нейтронов не менее 10000000 н/с, нестабильностью выхода нейтронов в температурном диапазоне работы ИГН не более 30% в течение 8 ч;

фон детекторного блока должен быть не более 20 имп./мин для высокочастотных трубок и 100 имп./мин — для низкочастотных;

просчет измерительного тракта на первой задержке должен быть не более 5%, нелинейность на больших скоростях счета — до 5%.

1.3.22. Аппаратура ЯМК должна удовлетворять следующим основным требованиям:

• порог чувствительности при выделении коллекторов в скважинах диаметром до 280 мм — не менее 1% ИСФ;

• нелинейность амплитудной характеристики измерительного канала не должна превышать 5% в диапазоне 30 дБ.

1.3.24. Скважинные термометры должны:

• обеспечивать точность измерения температуры 0,5°C при определении температуры пласта и термоградиента и 2°C в остальных случаях;

• обладать возможно меньшей постоянной времени, в любом случае ее величина не должна превышать 6 с.

1.3.25. Каверномеры должны обеспечивать:

• измерение диаметра скважины с погрешностью не более 10 мм, определяемой по измерениям в колонне;

• раскрытие и закрытие измерительных рычагов по команде из лаборатории.

1.3.26. Аппаратура наклонометрии должна обеспечивать:

1. а) одновременное измерение:

   • угла наклона пласта в диапазоне 0-90 град. с погрешностью до 0,5 град.;

   • азимута падения пласта в диапазоне 0-360 град. с погрешностью до 5 град.;

   • угла отклонения оси скважины от вертикали в диапазоне 0-50 град., с погрешностью до 0,5 град.;

   • азимута скважины в диапазоне 0-360 град. с погрешностью до 4 град.;

   • диаметра скважины с погрешностью до 5 мм;

2. б) построение сечений и наклонограмм в заданных точках или интервалах по программе.

1.3.27. Опробователи пластов на кабеле должны обеспечивать:

• изоляцию исследуемого участка стенки скважины;

• вызов притока флюида из пласта;

• измерение давления в пробоотборнике в процессе его заполнения флюидом;

• герметизацию пробы и вынос ее на поверхность.

1.3.28. Аппаратура ГДК должна обеспечивать:

• изоляцию исследуемого участка стенки скважины;

• многократные, не менее 15, возбуждения притока флюида из пласта;

• изменение депрессии при отборе флюида;

• измерение давления в процессе притока;

• герметизацию пробы и вынос ее на поверхность.

1.3.29. Скважинные керноотборники (КО) должны обеспечивать:

• получение образцов, объем которых позволяет определить литологическую характеристику и оценить характер насыщенности;

• контроль работы привода и подачи бура в процессе отбора;

• отбор керна из одного интервала за один спуск.

1.3.35. Прочность узла крепления направляющего ролика блок-баланса должна не менее чем в 3 раза, а подвесного — не менее чем в 4 раза превышать номинальное разрывное усилие применяемого кабеля.

Прочность узлов крепления проверяется при выпуске с завода-изготовителя, после каждого ремонта, но не реже 1 раза в год.

1.3.36. Конструкция подъемника должна обеспечивать:

1.3.36.1. Автоматическую укладку кабеля на барабане лебедки без разрежения или перехлестывания витков.

1.3.36.2. Превышение диаметра бочки барабана не менее чем в 40 раз по отношению к диаметру применяемого кабеля.

1.3.36.4. Отключение привода лебедки при заранее заданных превышениях нагрузки — ограничение грузоподъемности.

1.3.36.5. Возможность остановки и фиксации механизма спуска или подъема кабеля в любом положении при отключении привода лебедки.

1.3.37. Конструкция СГП должна обеспечивать:

1.3.37.1. Возможность извлечения приборов из скважины в случае прихвата или оставления.

1.3.37.2. Прочность и устойчивость к воздействию гидростатического давления и температуры в скважине, превышающих их предельные значения в интервале исследований на 20% и 15°C соответственно, в течение времени, составляющего 10% нормируемого для предельных условий.

1.3.37.3. Предотвращение при работе в скважине возможности деформации приборов, разрушения (разделения на части) при воздействии вибрационных и ударных нагрузок.

1.3.37.4. Наибольший поперечный размер СПГ, включая приборы с управляемыми и неуправляемыми прижимными устройствами, должен быть не менее чем на 25 мм меньше диаметра долота, которым осуществлялось бурение открытого ствола исследуемой скважины, и не менее чем на 10 мм меньше минимального проходного отверстия труб, через которые предполагается осуществлять спуск и подъем СГП в интервал исследований.

1.3.38. Конструкция СГП, в которых при функционировании используются источники ионизирующих излучений (ИИИ), должна обеспечивать:

1.3.38.1. Целостность ИИИ.

1.3.38.2. Сохранение проектного положения ИИИ при всех режимах эксплуатации.

1.3.38.3. Отметку на наружной поверхности корпуса места расположения ИИИ способом, исключающим исчезновение отметки в течение всего срока эксплуатации.

1.3.38.4. Отсутствие сорбирующих свойств материала корпуса и его покрытия и стойкость их к дезактивирующим водным растворам лимонной кислоты или гидроокиси натрия с концентрацией до 10 г/л.

1.3.38.5. Отсутствие на наружной поверхности корпуса участков (щелей, каверн и т.п.), на которых могут скапливаться или создаваться загрязнения, трудноудаляемые средствами очистки или дезактивации.

1.3.39. При проведении ГИС должны применяться кабели, отвечающие следующим требованиям:

1.3.39.1. Термобаропрочность и устойчивость в соответствии с п.1.3.37.2 настоящей Инструкции.

1.3.39.3. Подсоединение кабеля к СГП в стандартных условиях проведения работ должно осуществляться с помощью кабельных наконечников.

1.4.1. ГИС разрешается выполнять только в специально подготовленных скважинах. Подготовка должна обеспечивать безопасную эксплуатацию геофизической аппаратуры и оборудования, беспрепятственный спуск СГП в течение времени, необходимого для выполнения всего комплекса ГИС.

Подготовленность скважины подтверждается актом согласно Приложению 1.

1.4.2. Площадка для размещения геофизического оборудования должна:

1. а) обеспечивать установку единиц оборудования с шириной прохода между ними не менее 3 м, но быть не менее 10×10 м;

2. б) обеспечивать возможность установки подъемника в горизонтальном положении и видимость с места машиниста мостков и устья скважины;

3. в) иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственную эвакуацию подъемников и лабораторий в аварийных ситуациях своим ходом или буксировкой;

4. г) исключать скопление отработанных газов от двигателя привода лебедки и бензоэлектрического агрегата;

5. д) обеспечить освещенность в темное время суток, не менее, лк:

   • места установки блок-баланса, розеток, рубильника, подсоединения заземляющих проводников, прохождения кабеля — 50 от ламп накаливания и 75 от люминесцентных ламп;

   • места установки подвесного блока, зоны переноски СГП, переходов персонала, трассы силовых и соединительных проводов — 20 от ламп накаливания и 30 от люминесцентных ламп.

1.4.3. В случае проведения работ на искусственных сооружениях: эстакадах, МБУ — геофизическое оборудование размещается согласно схемам, согласованным буровым и геофизическим предприятиями. При этом:

1. а) в случае контейнерного способа размещения оборудования площадь рабочего места должна быть не менее 10×20 м;

2. б) в случае каютного способа размещения — 10×14 м;

3. в) вблизи рабочих мест должны быть выделены каюты или другие помещения для ремонтной мастерской и хранения РВ;

4. г) постаменты под подъемники должны иметь паспорта и инструкции по эксплуатации.

1.4.5. Для подключения заземляющих проводников к контуру заземления буровой должны быть обозначены специальные места.

Подсоединение должно выполняться болтами или струбцинами.

1.4.8. Подготовка скважины должна включать:

• проработку ствола на всем незакрепленном интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов диаметра, мест сужения и пробок;

• обеспечение однородности промывочной жидкости по всему интервалу исследований;

• приведение параметров промывочной жидкости в соответствие с требованиями геолого-технического наряда, при этом вязкость промывочной жидкости должна быть не более 90 с, содержание твердых частиц не более 5%, скважина не должна газировать, переливать или поглощать с понижением уровня более 15 м/ч.

1.4.9. В случае невозможности подготовить скважину в соответствии с требованиями настоящей Инструкции, ГИС выполняют по проектам, совместно разрабатываемым геофизическим предприятием и Заказчиком.

Если при этом возникает необходимость соблюдения требований, регламентация которых в действующих НД и правилах отсутствует, то руководство предприятий должно принять меры по безусловному обеспечению безопасности работ.

1.5.2. В договоре, кроме финансовых, организационных и правовых вопросов, в обязательном порядке регламентируются следующие вопросы взаимоотношений сторон:

1.5.2.1. Комплекс общих исследований по всему открытому стволу скважины.

1.5.2.2. Комплекс детальных исследований по стратиграфическим горизонтам с флюидосодержащими пластами.

1.5.2.3. Сроки проведения ГИС после вскрытия флюидосодержащих пластов.

1.5.2.4. Порядок выполнения работ при вскрытии пластов на равновесии.

1.5.4. В заявке на проведение ГИС в обязательном порядке должны содержаться следующие сведения:

• наименование месторождения, разведочной площади, участка;

  N скважины;

• тип скважины (вертикальная, наклонно направленная, горизонтальная) и сведения о конструкции;

• максимальный зенитный угол;

• интервал исследований;

• предельные значения температуры и гидростатического давления;

• заявляемый комплекс;

• тип и состав ПЖ;

• содержание нефти в ПЖ на водной основе;

• возможность разгазирования ПЖ агрессивными газами;

• время начала работ;

• маршрут движения к скважине.

1.5.7. Подготовка на базе к выполнению ГИС включает:

• получение наряда на выполнение ГИС;

• ознакомление с геологическими или геофизическими материалами по исследуемой или близлежащей скважине;

• проверку подъемника, лаборатории, аппаратуры, инструмента, приспособлений на соответствие условиям работ;

• заделку кабельного наконечника;

• разметку кабеля.

1.5.9. Ориентировочное число проволок с временным сопротивлением разрыву 1,6 ГПа, заделываемых в кабельный наконечник для скважин с зенитным углом до 15 град., определяют по табл.4.

В табл.4 процент износа указан для участка кабеля, приходящегося на половину глубины скважины.

Для кабелей, проволоки наружного повива которого имеют временное сопротивление разрыву 1,7-1,8 ГПа, количество заделываемых проволок увеличивается на 2 шт.

Для скважин с зенитным углом более 15 град., горизонтальных, осложненных и т.п. число проволок в заделке определяется опытным путем в зависимости от конкретных условий работ.

Во всех случаях порядок заделки должен регламентироваться Инструкцией предприятия.

Таблица 4

Примечания.

1. 1. П — кабели с полиэтиленовой изоляцией жил, Ф — то же, фторопластовой.

2. 2. 3 — трехжильные кабели, (7+С) — семижильные и специальные кабели.

1.5.10. При использовании СГП с гибкими элементами (косами) разрывное усилие узла крепления косы к СГП должно составлять не более 75% разрывного усилия заделки кабельного наконечника.

Такие же требования предъявляются к узлу крепления дополнительного груза к СГП.

1.5.11. Разметку кабеля на базе выполняют на стационарной разметочной установке, обеспечивающей имитацию натяжения кабеля, а на буровой — на установке, смонтированной на подъемнике или с помощью мерной ленты.

Имитация натяжения осуществляется плавно или ступенчато через 500-1000 м, при этом первый участок кабеля длиной 2000 м может быть размечен при постоянной нагрузке.

В процессе разметки контролируют наличие (нанесение) меток.

1.5.12. Рекомендуются следующие нормативы разметок:

1.5.16. На буровой геофизическая партия:

1.5.16.1. Проверяет готовность скважины к проведению ГИС.

1.5.16.4. Осуществляют разгрузку СГП, грузов, блоков и другого оборудования. В этой работе должны участвовать не менее двух человек с применением средств малой механизации.

1.5.16.5. Направляющий ролик надежно закрепляют таким образом, чтобы беговая дорожка ролика была направлена на середину барабана лебедки подъемника и на устье скважины.

1.5.16.6. Подвесной блок надежно закрепляют на талевой системе буровой установки. Блок подвешивают к крюку через штропы или непосредственно на крюк через накидное кольцо. Блок поднимают над устьем скважины на максимально возможную высоту.

1.5.16.7. При работе с блок-балансом его жестко (хомутами, болтами) закрепляют над устьем скважины. Не допускается крепление канатными укрутками.

1.5.16.8. Устанавливают датчики глубины, натяжения, меткоуловитель.

1.5.16.9. Проверяют целостность заземляющих проводников, подсоединяют лабораторию и подъемник к контуру заземления буровой.

1.5.16.10. Выполняют схему внешних соединений. При этом силовые и др. кабели прокладывают вне мест перемещения людей и грузов на высоте не менее 0,5 м.

1.5.16.11. Проверяют сопротивление изоляции силовых и измерительных цепей, жил кабеля.

1.5.16.12. Подключают станцию к питающей сети. Работы по подключению выполняет электротехнический персонал буровой или специально проинструктированный работник геофизической партии под наблюдением руководителя работ.

1.5.16.14. Подсоединяют СГП к кабелю, выполняют необходимые контрольные измерения.

1.5.16.15. Опускают СГП в устье скважины. Спуск осуществляют с помощью лебедки подъемника или бурового оборудования. Во всех случаях спуск приборов весом более 40 кг и длиной более 2 м независимо от массы должен осуществляться механизированным способом.

1.5.16.16. В начале спуска дается оповещение звуковым сигналом. Первые витки кабеля с лебедки подъемника сматывают принудительно, используя привод, для подъемников с емкостью барабана до 2000 м кабеля допускается сматывание вручную.

1.5.16.17. При спуске кабеля в скважину необходимо контролировать движение СГП по стволу по натяжению кабеля или изменению измеряемого параметра.

1.5.16.18. Скорость спуска кабеля должна обеспечивать контроль движения СГП, исключать перепуск кабеля и во всех случаях не должна превышать 2,8 м/с в обсадной колонне, 2,2 м/с в открытом стволе, 0,14 м/с при подходе к забою скважины.

1.5.16.19. В любой момент времени оператор должен обладать информацией о глубине нахождения СГП при спуско-подъемных операциях.

1.5.16.20. В случае прекращения поступления информации о скорости перемещения и натяжении кабеля на глубинах более 1500 м спуско-подъемные операции прекращаются до восстановления информации, СГП при этом поднимается в обсадную колонну или устье скважины.

1.5.16.21. Подъем кабеля осуществляют со скоростью, регламентируемой НД на конкретные методы ГИС и зависящей также от типа применяемой аппаратуры. Во всех случаях скорость подъема не должна превышать 0,14 м/с при подходе к башмаку обсадной колонны и 0,07 м/с при появлении предупредительной метки, но не менее 100 м до устья.

1.5.16.22. В ранее неисследованных интервалах на глубинах более 5000 м регистрацию диаграмм осуществляют при спуске и подъеме СГП, если это позволяют специфика метода и конструкция СГП.

1.5.16.23. При обнаружении повреждений на кабеле, выходящем из скважины при подъеме: «жучки», «фонари», обрыв проволок брони, подъем прекращается, производится осмотр повреждения, наложение бандажей при обрыве проволок. Подъем продолжают со скоростью не более 0,3 м/с до тех пор, пока на барабан не намотается не менее 5 витков кабеля после места повреждения.

1.5.16.24. В случае, если для осмотра повреждения и наложения бандажей требуется время больше регламентированного для остановки в открытом стволе, то через каждый интервал регламентированного времени осуществляют спуск-подъем кабеля в интервале 10-20 м со скоростью до 0,14 м/с.

1.5.16.27. ГИС могут быть возобновлены только после устранения причин их остановки или улучшения метеоусловий.

1.5.16.29. После завершения работ на скважине отключают напряжение в кабеле, обесточивают лабораторию и подъемник, отключают силовой кабель, демонтируют схему внешних соединений, при этом заземляющие провода отсоединяют последними.

1.5.17. При использовании радиоактивных веществ (РВ) должны выполняться следующие требования:

1.5.17.1. Все работы, связанные с использованием РВ, должны проводиться на основании разрешения местных органов госкомэпиднадзора.

1.5.17.2. К непосредственной работе с РВ могут быть допущены лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний, прошедшие обучение и проверку знаний.

1.5.17.4. На скважине источники хранятся в транспортных или переносных контейнерах, последние размещаются на расстоянии не менее 10 м от места нахождения людей.

1.5.17.5. Переноска источников в соответствующих защитных устройствах на расстояния до 100 м должна проводиться двумя работниками на стержне длиной не менее 2 м. В переносном защитном устройстве может находиться только один источник.

1.5.17.6. Ответственность за сохранность РВ на скважине несет ответственный исполнитель работ.

1.5.17.8. Порядок проведения работ с короткоживущими изотопами регламентируется инструкциями по их применению.

1.5.17.9. Партия, выполняющая ГИС с применением РВ, должна иметь не менее двух комплектов ручных дистанционных приспособлений, комплект аппаратуры радиационного и дозиметрического контроля.

1.6.1. Авария при ГИС — нарушение технологического процесса ГИС, приведшее к задержке скважины для его устранения на время более 24 ч.

Осложнение при ГИС — нарушение технологического процесса ГИС, приведшее к задержке скважины для его устранения на время до 24 ч включительно.

1.6.3. При возникновении осложнения ответственный исполнитель работ принимает экстренные меры для его ликвидации.

Экстренные меры по ликвидации осложнений регламентируются специальной инструкцией, которая должна разрабатываться геофизическим предприятием, согласовываться с заказчиком и местными органами госгортехнадзора.

1.6.5. Сведения о типовых осложнениях и авариях при ГИС, их вероятных причинах и рекомендуемых мерах по их ликвидации приведены в табл.6.

Таблица 6

     
ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ ПРИ ГИС

________________

* Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

1.6.6. Осложнения при ГИС подлежат регистрации. О каждой аварии составляется акт с указанием причин аварии.

В случае разногласий при определении причин аварии должна быть проведена техническая экспертиза вышестоящими организациями, в случае необходимости — третьей стороной.

2.1.3. На каждый спуск ИПТ необходимо составлять план работ установленной формы с конкретными характеристиками процесса, обеспечивающими безаварийность, безопасность работ и охрану окружающей среды. В плане указывается ответственный исполнитель работ. План утверждается техническим руководителем предприятия бурения и предприятия, выполняющего испытание скважины.

При испытании объекта с повышенным содержанием сероводорода план работ согласовывается с госгортехнадзором и противофонтанной службой.

2.1.5. Необходимо иметь типовую схему обвязки устья скважины (возможны два-три варианта) при испытании скважины ИПТ.

Схема должна быть согласована с органами госгортехнадзора и противофонтанной службы.

2.1.7. Обвязка устья скважины должна обеспечивать:

• прямую и обратную циркуляцию бурового раствора под давлением;

• надежный, интенсивный и контролируемый долив скважины;

• контроль за положением уровня раствора в скважине;

• надежный контроль за активностью проявления объекта испытания;

• извлечение притока обратной циркуляцией, его дегазацию, отвод за пределы буровой, сбор и замер компонентов жидкой фазы, сжигание пластового флюида в факеле;

• глушение скважины в трубы и в кольцевое пространство при угрозе аварийного фонтанирования. При этом обязательно присутствие противофонтанной службы и наличия цементировочного агрегата.

2.1.8. Верхняя труба колонны бурильных труб над ИПТ обвязывается контрольной головкой-вертлюгом с аварийным запорным краном и рабочим манифольдом из металлических труб с шарнирными быстросъемными соединениями. Манифольд имеет рабочий запорный кран, который при испытании располагается на полу буровой. Перед рабочим краном должны быть два штуцерных отвода с вентилями для присоединения показывающего манометра и резинового шланга (для контроля притока малой интенсивности). После рабочего крана манифольд должен соединяться с выкидом превентора.

Набор труб и шарниров манифольда должен обеспечивать возможность перемещения колонны труб над ротором на высоту до 5 м без отсоединения манифольда.

2.1.10. Испытание скважины с выпуском пластового флюида на поверхность допускается при повторном спуске ИПТ, когда известно давление и насыщение пласта.

Необходимо определить максимально возможное снижение давления в трубах и обеспечить устойчивость труб против внешнего давления, против внутреннего давления (при закрытом кране устьевой головки) и устойчивость пакера. Металлический манифольд устьевой головки необходимо крепить к фермам буровой установки.

2.1.11. Допускается испытание скважины при поглощении бурового раствора (отсутствие уровня на устье), при проявлении скважины без угрозы аварийного фонтанирования и при наличии на забое постороннего металла.

Такое испытание выполняют без выпуска пластового флюида на поверхность, по специальному плану, с дополнительными мерами обеспечения безопасности и безаварийности работ.

2.1.12. При испытании объекта с повышенной концентрацией сероводорода и токсичных газов (выше ПДК) необходимо соблюдение следующих требований:

• обеспечить всех исполнителей средствами индивидуальной защиты и выполнять все операции в соответствии с требованиями безопасности при работах в условиях повышенной концентрации сероводорода;

• иметь дополнительный контроль (датчик) сероводорода у выкида манифольда (в процессе притока) и у верхнего конца колонны бурильных труб (при подъеме ИПТ);

• контрольная головка, манифольд и забойный пробоотборник должны быть изготовлены из антикоррозионного металла;

• контрольная головка должна иметь дистанционное управление краном аварийного закрытия;

• подъем ИПТ производить с предохранительными пробками. Над ротором в муфту замкового соединения каждой свечи перед ее подъемом навинчивают пробку. Пробку снимает верхний рабочий после полного отворота свечи, если в процессе ее отворота и отсоединения отсутствует выход газа или жидкой фазы;

• запрещается испытание объекта с выпуском пластового флюида на поверхность;

• вызов притока разрешается производить только в дневное время;

• на последнем долблении (промывке) перед спуском ИПТ колонна бурильных труб и обсадная колонна обрабатываются ингибитором удвоенной концентрации (объема), в буровой раствор и в жидкость долива вводится удвоенная доза нейтрализатора сероводорода. Узлы ИПТ выдерживаются не менее шести часов в ингибиторе;

• после испытания узлы ИПТ подвергаются дефектоскопии для обнаружения сероводородного «растрескивания»;

• извлекаемый на поверхность пластовый флюид сжигается на факельной установке ПВО.

2.1.14. Испытание скважины ИПТ разрешается, если на скважине имеются следующие технические документы:

• геолого-технический наряд (режимно-технологическая карта), регламентирующий конструкцию скважины и характеристики бурового раствора;

• технические паспорта на установленное оборудование (индикатор веса, талевый канат, бурильные трубы, противовыбросовое оборудование и обвязку);

• акты на опрессовку противовыбросового оборудования и последней обсадной колонны;

• план ликвидации аварийного фонтанирования и пожара;

• акты на опрессовку устьевой головки и бурильной колонны;

• акт готовности скважины и бурового оборудования к исследованию скважины ИПТ;

• план на испытание скважины ИПТ.

2.1.15. Испытание скважины ИПТ запрещается в случаях:

• неисправности бурового оборудования, инструмента;

• отсутствия противовыбросового оборудования;

• проявления скважины с угрозой аварийного фонтанирования (степень опасности определяется ответственным руководителем работ);

• неполного состава вахты;

• использования в составе вахты стажеров (учеников);

• отсутствия документации по п.2.1;

• отсутствия ответственного руководителя работ.

2.2.1. В процессе последних перед спуском ИПТ долблений необходимо:

• проверить и обеспечить исправность системы СПО (вышка, талевая система, лебедка, гидромат, индикатор веса);

• проверить исправность противовыбросового оборудования, противовыбросовой и гидравлической обвязки;

• проверить систему долива скважины;

• проверить систему освещения;

• проверить систему дегазации раствора;

• проверить и обеспечить исправность установленного оборудования и инструмента;

• привести в соответствие с геолого-техническим нарядом характеристики бурового раствора;

• проработать ствол скважины в интервалах посадок и затяжек до полного их устранения;

• проверить и обеспечить герметичность резьбовых соединений колонны бурильных труб;

• проверить и обеспечить наличие на буровой регламентированного объема бурового раствора;

• проверить и обеспечить наличие на буровой документации по п.2.1.14.

2.2.2. Необходимо определить и включить в план работ:

• диаметр забойного штуцера;

• планируемое снижение давления в трубах;

• допустимое давление на превенторе и на контрольной головке (в бурильных трубах);

• допустимую нагрузку на крюке при «расхаживании» бурильного инструмента с ИПТ;

• безопасную продолжительность пребывания ИПТ на забое.

2.3.3. Обязательна установка забойного штуцера.

Повторный спуск ИПТ на объекте известной продуктивности допускается без забойного штуцера.

2.4.5. Приток следует прекратить и переходить на регистрацию КВД или снимать пакер в случаях:

• появления на устье пластового флюида или жидкости долива;

• резкого падения уровня раствора в скважине;

• возникновения перелива раствора из скважины;

• при очень высокой активности притока, с появлением давления на контрольной головке.

2.4.7. После снятия пакера запрещается производить разборку устьевой обвязки и подъем ИПТ до полного прекращения выхода из труб воздуха (жидкости долива, пластового флюида).

Перед «расхаживанием» колонны труб и ИПТ с максимальной нагрузкой на крюке трубы заполняют буровым раствором, проверяют точность показаний ГИВ и повторяют эту проверку через каждые 30 мин «расхаживания».

Верхнюю бурильную трубу с контрольной головкой в сборе и с открытым аварийным краном при подъеме ИПТ следует уложить так, чтобы при необходимости можно было быстро поднять ее и соединить с колонной труб.

2.4.8. При подъеме ИПТ скважину непрерывно доливают буровым раствором. При появлении труб с жидкостью на устье присоединяют к ним контрольную головку с манифольдом. Открывают циркуляционный клапан. Обратной промывкой извлекают приток из труб. Циркуляцию продолжают до полного выравнивания давления в трубах и в скважине.

Подъем ИПТ с розливом жидкости притока вокруг ротора («с сифоном») разрешается только в осложненных ситуациях (например, когда циркуляционный клапан не удается открыть). В этом случае необходимы дополнительные противопожарные меры и меры безопасности (использовать противоразбрызгиватель, смывать раствор, нефть вокруг ротора струей воды, работать в респираторах или противогазах).

2.4.14. В процессе испытания скважины запрещается:

• присутствие на скважине посторонних лиц;

• плановый ремонт установленного оборудования;

• газосварочные и другие огневые работы;

• выключение (остановка) двигателей привода лебедки (ДВС) в период притока и регистрации КВД.

2.5.1. Испытание скважины ИПТ осложненное, если при этом имели место несанкционированные отклонения от штатного режима работ (по любым причинам).

Испытание скважины аварийное, если при его выполнении возникшее осложнение завершилось поломкой (выходом из строя) оборудования или инструмента, прихватом инструмента, неконтролируемым фонтанированием скважины и т.п. с материальным ущербом и необходимостью дополнительных работ по ликвидации аварии.

2.5.2. Для исключения аварий и снижения количества осложнений необходимо:

• выполнение работ квалифицированными исполнителями;

• полное и точное соблюдение технических требований по обслуживанию ИПТ;

• соблюдение технических условий эксплуатации бурового оборудования и инструмента;

• соблюдение требований правил;

• соблюдение положений данной инструкции.

2.5.3. Для раннего обнаружения осложнения или аварийной ситуации при испытании скважины ИПТ необходимо:

• постоянно следить за показаниями индикатора веса, контролировать соответствие фактических показателей с расчетными;

• следить за поведением уровня раствора в скважине, интенсивностью выхода раствора при спуске ИПТ, положением уровня раствора в покое, за объемом раствора, выходящего из скважины (при спуске ИПТ) и долитого в скважину (при подъеме ИПТ);

• периодически контролировать отсутствие движения воздуха из полости спущенных в скважину труб при СПО с ИПТ и при испытании пласта;

• постоянно следить за активностью проявления скважины в процессе испытания по интенсивности выделения воздуха из резинового шланга, подсоединенного к выкиду устьевого манифольда. Активность проявления наблюдается по выходу воздуха из опущенного под уровень воды свободного конца шланга.

2.5.5. Аномальное снижение (посадка) или повышение (затяжка) веса на крюке. Прихват инструмента.

Аномальным является отклонение веса на крюке более 6 т. При появлении такой аномалии операцию следует продолжить на сниженной скорости. Если при спуске ИПТ снижение веса (посадка) увеличивается или сохраняется на протяжении 20-30 м, ИПТ необходимо поднять и повторить подготовку скважины.

Если при подъеме ИПТ затяжка сохраняется, нужно поднимать ИПТ со сниженной скоростью, периодически проверять наличие свободного хода вниз, опуская ИПТ на несколько метров.

При увеличении затяжек приступить к «расхаживанию» инструмента. Если затяжки остаются или увеличиваются, если инструмент окажется «прихвачен», необходимо долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию (обратной циркуляцией извлечь приток) и продолжать «расхаживать» несколько часов. Вызвать мастера по сложным работам. Ликвидацию прихвата осуществлять по специальному плану (нефтяная ванна, отворот в безопасном переводнике, обуривание оставленного инструмента или цементный мост и «уход» в сторону).

2.5.6. Аномальное снижение уровня раствора в скважине.

2.5.6.1. Снижение с низкой интенсивностью уровня раствора в скважине при спуске ИПТ — признак возникновения негерметичности бурильных труб над ИПТ или поглощения раствора. Уточняют причину, контролируя выход воздуха из труб. В зависимости от интенсивности снижения и расстояния ИПТ от объекта испытания определяется решение: продолжить операцию (если есть возможность передачи депрессии на пласт и нет угрозы проявления скважины) или поднимать ИПТ и устранить причину осложнения. При возникновении такого осложнения в процессе испытания или при подъеме ИПТ продолжить испытание с непрерывным доливом скважины.

2.5.6.2. Резкое снижение уровня в скважине при спуске ИПТ возможно в результате смятия (обрыва) трубы, открытия циркуляционного клапана, открытия приемного клапана пластоиспытателя (при посадках). Необходимо спуск ИПТ прекратить, приподнять инструмент на 2-3 м, интенсивно доливать скважину. Если через 2-3 мин уровень не восстанавливается, поставить инструмент в ротор, соединить колонну труб с головкой-вертлюгом, восстановить циркуляцию (при проявлении скважины с закрытым превентором), выровнять раствор, поднять ИПТ для устранения причин осложнения.

2.5.6.3. Резкое падение уровня в скважине при установке пакера или в процессе испытания объекта (на притоке, при регистрации КВД) — это потеря герметичности пакеровки. Необходимо закрыть рабочий кран на устьевом манифольде, приподнять инструмент на 2-3 м (закрыть приемный клапан ИПТ, снять пакер) и долить скважину. Поднимать ИПТ для устранения причин осложнения.

3.1.1. После достижения скважиной проектной глубины, спуска эксплуатационной колонны и цементажа в ней выполняются следующие виды геофизических работ:

• исследования с целью оценки технического состояния эксплуатационной колонны и качества крепления скважины;

• вторичное вскрытие пластов;

• в ряде случаев испытания в колонне пластоиспытателями на трубах с целью оценки добывных возможностей скважины.

3.1.3. Изучение крепи ствола скважины должно обеспечивать выявление дефектов цементирования, которые могут возникать в результате:

• неполного вытеснения промывочной жидкости;

• несинхронной работы цементировочных агрегатов и неодинаковой плотности тампонажного раствора, подаваемого в скважину;

• усадки цемента;

• снижения гидростатического давления за обсадной колонной в процессе формирования цементного камня, а также притока жидкости или газа из высоконапорных пластов в заколонное пространство скважины;

• переменных механических нагрузок на обсадную колонну при бурении, работе насосов и т.д.

3.1.4. В качестве показателей герметичности цементного камня при изучении крепи скважины геофизическими методами должно быть:

• отсутствие сообщающихся между собой вертикальных трещин и каналов в цементном камне;

• низкая проницаемость цементного камня по жидкости и газу;

• отсутствие зазоров между цементным кольцом, поверхностью обсадной колонны и стенками скважины;

• отсутствие разрывов сплошности цементного камня.

3.1.6. На скважинах, бурение которых сопровождается геолого-технологическими исследованиями, в процессе спуска обсадной колонны и цементирования заколонного пространства должна быть обеспечена непрерывная регистрация на станции ГТИ следующих параметров:

• длины обсадной колонны с фиксацией мест установки центрирующих фонарей, специальных пакеров и т.д.;

• нагрузки на крюке при спуске колонны;

• плотности тампонажного раствора и плотности продавочной жидкости на входе в скважину и выходе из нее;

• скорости восходящего потока;

• давления закачки;

• температуры тампонажного раствора.

Диаграммы должны быть привязаны по глубине к геологическому разрезу и сданы в контрольно-интерпретационную партию геофизической организации. В буровом журнале должна быть сделана соответствующая запись.

3.1.7. При выборе геофизического метода (комплекса методов) при изучении крепи ствола скважины необходимо руководствоваться следующими особенностями:

• акустический метод чувствителен к тому, в какой фазе (твердой, жидкой или газообразной) находится вещество в заколонном пространстве; исследования наиболее информативны, если они проведены после окончания схватывания цемента;

• гамма-плотностной метод реагирует на изменение плотности вещества в заколонном пространстве и не чувствителен к тому, в какой фазе (жидкой или твердой) данное вещество находится, метод не имеет ограничений по срокам проведения исследований;

• термометрический метод реагирует на изменение температуры, связанной с протеканием процесса формирования цементного камня, и наиболее благоприятный срок проведения исследований — этап схватывания цемента.

3.1.8. С целью создания благоприятных условий для проведения оценки качества тампонажа, исследования должны проводиться в оптимальные сроки, при которых могут быть наиболее эффективно реализованы возможности различных методов и решены следующие задачи:

• определение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной с характеристикой его плотностной однородности;

• оценка наличия дефектов (каналов, зазоров) в цементном камне;

• определение толщины труб, фактических мест установки центрирующих фонарей, специальных пакеров и эксцентриситета обсадной колонны в стволе скважины.

3.1.10. Гамма-плотностной метод целесообразно применять в скважинах, в которых плотность тампонажного материала значительно отличается от плотности промывочной жидкости, а разность диаметров ствола скважины и обсадной колонны достаточно велика. Метод эффективен для выделения каналов в цементном камне, заполненных жидкостью, если их площадь сечения превышает 8-10% от площади сечения заколонного пространства.

Нецелесообразно применять гамма-плотностной метод для изучения состояния крепи ствола скважины, если разность в плотности цементного камня и промывочной жидкости меньше 0,3-0,4 г/см, а максимальный зазор между стенками скважины и обсадной колонной менее 5-7 см.

3.1.11. При использовании акустического метода время для исследований должно быть выбрано таким, чтобы формирование цементного камня по всей глубине скважины было завершено с учетом физико-химических свойств тампонажного материала, распределения температуры и давления по стволу скважины, неравномерности схватывания цемента в интервалах залегания проницаемых и непроницаемых горных пород и т.д.

Нецелесообразно применять акустический метод в скважинах, заполненных газированными жидкостями, а также при использовании для крепления обсадных труб, покрытых лаками и другими полимерными материалами, способными создавать скользящий контакт на границе цементное кольцо — колонна.

3.1.12. Технология изучения состояния крепи ствола скважины на этапе завершения строительства должна основываться на гамма-плотностном и акустическом методах исследований. На основании информации, получаемой в результате проведения геофизических исследований, в комплексе с данными ГТИ геофизическая и геологическая службы должны представить в установленные сроки буровому предприятию заключение, содержащее следующие сведения, включаемые в эксплуатационный паспорт скважины:

• данные о фактической технической конструкции скважины с указанием интервалов, подлежащих цементированию;

• компоновка обсадной колонны по фактической толщине стенок труб и маркам стали;

• фактическое положение центрирующих фонарей, специальных пакеров и других элементов технологической оснастки обсадной колонны по глубине с указанием профиля ствола скважины и характеристики разреза;

• положение обсадной колонны относительно оси скважины (эксцентриситет);

• общая высота подъема цемента с выделением интервалов, содержащих различные тампонажные смеси, и переходных зон между ними;

• поинтервальные дефекты цементирования с указанием их вида (каналы, зазоры или их отсутствие);

• поинтервальная прогнозная оценка герметичности заколонного пространства (возможны или нет перетоки жидкости или газа между пластами).

При определенных условиях могут быть даны сведения о полноте замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, а также плотностная характеристика тампонажной смеси в верхних интервалах скважин.

3.2.5. Комплекс геофизических работ, сопровождающий вторичное вскрытие пластов, включает в себя следующие виды исследований, выполняемых на различных этапах перфорационных работ (см. табл.7).

Таблица 7

3.3.3. Геофизическое сопровождение работ по испытанию и освоению законченных скважин должно обеспечивать определение:

• пластового давления и температуры;

• профиля притока;

• состава и структуры многофазного потока;

• гидропроводности прискважинной и удаленной зоны пласта;

• фактического и потенциального дебита нефти и газа;

• фактического и потенциального коэффициентов продуктивности;

• коэффициента закупорки прискважинной зоны пласта.

3.3.6. Обвязка устья скважины при проведении работ с комплексом многоцикловых испытателей пластов должна обеспечивать:

• наблюдение за уровнем жидкости в межтрубном пространстве;

• отвод пластовой жидкости в специальную емкость или в емкость цементировочного агрегата;

• возможность подключения цементировочного агрегата к внутреннему трубному и межтрубному пространству;

• возможность подключения передвижной компрессорной установки;

• возможность установки оборудования для герметизации устья (лубрикаторной установки).

3.4.7. Начальник промыслово-геофизической партии (отряда) должен ознакомить работников ремонтной бригады с особенностями предстоящих работ:

• характером работ;

• возможными опасными ситуациями и мерами предосторожности;

• порядком подачи команд и назначением условных сигналов.

3.4.14. Устьевое оборудование скважин должно позволять:

• подключать насосный агрегат и вводить жидкость в скважину как через НКТ, так и через затрубное пространство;

• подключать компрессор;

• осуществлять герметизацию затрубного пространства и ввода в НКТ скважинных приборов;

• устанавливать оборудование герметизации кабеля.

3.8.4. Контролируемыми зонами являются:

• лаборатории, установки, в которых проводится эталонировка и наладка радиометрической аппаратуры с применением источников ионизирующих излучений;

• спецмашины, в которых постоянно или периодически транспортируются РВ;

• территория вокруг скважины, в которой производятся работы по закачке растворов, содержащих РВ (оконтуренная зона);

• территория в радиусе 10 м от источника ионизирующих излучений, помещенного в транспортный контейнер, и площадка вокруг устья скважины при проведении радиометрических работ.

3.8.5. Защита от радиоактивного излучения при работе с РВ обеспечивается:

• максимально возможным уменьшением активности применяемых РВ;

• применением защитных экранов, использованием индивидуальных средств защиты;

• максимально возможным сокращением времени работы с РВ.

3.8.18. Списание РВ производится на основании:

• акта на производство заливки радиоактивных изотопов в скважину;

• акта на оставление глубинного прибора с источником ионизирующего излучения в скважине;

• акта о передаче РВ на захоронение или другому предприятию.

3.8.23. Промыслово-геофизическая партия, выполняющая исследования с применением источников ионизирующих излучений, должна иметь два комплекта ручных дистанционных приспособлений, включающих:

• манипулятор длиной не менее 60 см;

• крючок для захвата скважинного прибора длиной не менее 40 см;

• пинцет, плоскогубцы или пассатижи длиной не менее 20 см;

• стержень для переноски контейнеров длиной 2 м.

4.1.1. ПВР должны выполняться только геофизическими организациями (предприятиями), имеющими разрешения (лицензии) Госгортехнадзора России на осуществление видов деятельности в области взрывного дела в соответствии с действующими положениями. Перечень видов деятельности устанавливается по согласованию с местными органами госгортехнадзора и, как минимум, должен содержать:

• перечень применяемых, допущенных Госгортехнадзором России ВВ и изделий (ВМ);

• условия эксплуатации, транспортирования и мест хранения ВМ.

4.1.2. В договорах на применение ПВР как составляющих комплекса промыслово-геофизических работ, заключаемых между геологоразведочными или добывающими организациями-заказчиками и геофизическими организациями-подрядчиками, должны быть отражены обязанности и ответственность сторон в части обеспечения безопасности производственного процесса ПВР и технологических операций, связанных с обращением с ВМ. В общем случае:

1. а) заказчик обязан:

   • выполнять подготовку ствола скважины, устьевого оборудования, спуско-подъемных механизмов для обеспечения безаварийного спуска и подъема прострелочных и взрывных аппаратов (ПВА). В процессе проведения ПВР поддерживать в рабочем состоянии механизмы и оборудование скважин, необходимые для обеспечения технологических операций с ПВА;

   • подготавливать площадки и помещения для размещения аппаратуры, оборудования, материалов ПВР и для работы с ними; освещение площадок при работе в темное время суток;

   • подготавливать электрооборудование скважины для подключения геофизической аппаратуры, обеспечивать ее исправность в соответствии с действующими нормами электробезопасности и нормами безопасности электровзрывания;

   • выделять персонал, необходимый для обслуживания оборудования и механизмов скважины, обеспечивающих выполнение производственного процесса ПВР;

   • проводить обучение безопасности персонала подрядчика в части вопросов, связанных с нахождением на объектах работ, использования механизмов и оборудования объекта;

   • выделять своего ответственного представителя на объекте на все время выполнения ПВР;

   • обеспечивать доставку ВМ, ПВА на объекты работ при работах на плавучих буровых установках (ПБУ), морских стационарных платформах (МСП);

   • согласовывать с органами надзора проектную документацию на ПВР;

2. б) подрядчик обязан:

   • выполнять ПВР в объеме и в соответствии с методикой, предусмотренной проектной документацией на выполнение ПВР на объекте;

   • проводить обучение персонала заказчика, привлекаемого для выполнения ПВР, в части мер безопасности при нахождении на объекте взрывных работ;

   • осуществлять учет движения ВМ, выполнять технологические операции, связанные с обращением с ВМ, в соответствии с требованиями действующих Единых правил безопасности при взрывных работах (ЕПБВР).

4.1.3. ПВР должны выполняться в соответствии с проектной документацией. Меры безопасности, вытекающие из принятой технологии и методики ПВР, должны быть указаны в «Типовом проекте» или «Техническом проекте на производство ПВР» в конкретной скважине, разрабатываемом согласно заявке заказчика. «Технический проект…» должен составляться и утверждаться подрядчиком, согласовываться заказчиком. При выполнении ПВР:

• в сухих газирующих и поглощающих промывочную жидкость скважинах;

• в скважинах с уровнем жидкости ниже статического;

• в скважинах, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные и агрессивные вещества;

• в скважинах, имеющих осложнения для спуска-подъема ПВА, в т.ч. пологонаклонных и горизонтальных;

• в скважинах, вскрывающих горизонты с АВПД, «Технический проект…» должен согласовывать главный инженер заказчика.

4.1.12. Геофизические организации для выполнения работ с ВМ и ПВА могут оборудовать стационарные постоянные — со сроком службы более 3-х лет — или временные зарядные мастерские, в которых могут быть помещения с соответствующим оборудованием для:

• кратковременного хранения ВМ (кладовые);

• выполнения сборки, снаряжения, мойки, сушки ПВА и других операций, связанных с обращением с ПВА;

• испытаний ВМ и ПВА.

4.2.10. На объекты работ ВМ и ПВА могут доставляться:

1. а) в упаковке изготовителя (поставщика), имеющей транспортную маркировку, причем вид и метод упаковывания, количество продукции при переупаковывании не изменяются. В этом случае подкласс опасности груза, указанный в эксплуатационной документации и на транспортной маркировке, сохраняется;

2. б) переупакованными в ящики, кассеты, пеналы и другую тару, отличную от тары предприятия-изготовителя (поставщика), а также тару изготовителя с изменением вида и метода упаковывания, количества упаковываемой продукции. В этих случаях переупакованные ВМ и ПВА необходимо считать опасным грузом подкласса 1.1;

3. в) в виде снаряженных в стационарной зарядной мастерской ПВА, упакованных или неупакованных в зависимости от оборудования транспортного средства последующей доставки. В этих случаях снаряженный ПВА следует считать опасным грузом подкласса 1.1, если иное специально не оговорено эксплуатационной документацией на аппарат;

4. г) в специальных контейнерах, допущенных госгортехнадзором к транспортировке ВМ определенных видов и массы. Транспортная опасность упакованного в такой контейнер ВМ должна определяться эксплуатационной документацией на контейнер.

4.2.11. Доставка ВМ и ПВА на объекты работ допускается:

1. а) самоходными специальными (ЛПС) машинами прострелочно-взрывных работ или специально подготовленным автотранспортом;

2. б) самоходными специальными машинами промыслово-геофизических работ — каротажными подъемниками (ПК), лабораториями каротажной станции (ЛКС), каротажными станциями (КС);

3. в) транспортными средствами специализированных ведомств и предприятий воздушного, морского и речного транспорта.

4.2.13. Самоходными специальными машинами промыслово-геофизических работ допускается разовая доставка ВМ и ПВА. В этом случае спецмашины должны быть дооборудованы в соответствии с требованиями раздела «Требования к техническому состоянию транспортных средств…» действующих «Правил безопасной перевозки опасных грузов автомобильным транспортом». Изменение существующего электрооборудования кузова и перенос выхлопной трубы глушителя разрешается не выполнять. В салонах (отсеках кузова) таких спецмашин должны быть установлены приспособления (скобы, петли, зажимы) для крепления ящиков и контейнеров с ВМ. Размещение в кузове ВМ и ПВА различных групп совместимости должно соответствовать предусмотренному действующими ЕПБВР.

Запрещается:

• нахождение в кузовах людей в процессе транспортировки;

• транспортировка ВМ без ящиков или контейнеров, если ВМ не в транспортной таре изготовителя (поставщика).

4.2.20. В качестве мест хранения ВМ и ПВА на объектах работ допускается использовать:

1. а) кузова специальных машин, используемые при прострелочно-взрывных работ;*

   ________________

   * Текст документа соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

2. б) приспособленные стационарные и передвижные нежилые помещения (вагоны-дома, фургоны, будки, каюты и др.) и оборудуемые навесом площадки;

3. в) специальные контейнеры, устанавливаемые на открытых площадках.

4.2.22. В приспособленных нежилых помещениях и контейнерах допускается совместное хранение ВМ и ПВА различных групп совместимости. При этом:

1. а) в приспособленных нежилых помещениях СИ необходимо помещать в деревянный, закрывающийся на замок ящик, обитый изнутри мягким материалом, а снаружи — металлом. Ящик должен размещаться на расстоянии не менее 2-х метров от других ВМ, которые должны находиться в упаковке изготовителя (поставщика), а снаряженные ПВА — на настилах или стеллажах;

2. б) в контейнере СИ должны храниться в отдельном отсеке, размещенном в верхней части контейнера и отделенном от остального объема двойной металлической перегородкой с засыпкой инертным материалом. ВМ (кроме СИ) в контейнере должны храниться в упаковке изготовителя (поставщика).

4.2.23. Конструкция контейнера должна быть согласована с органом госгортехнадзора, а ввод в эксплуатацию и периодические освидетельствования должны оформляться актами комиссий организации, утверждаемыми ее главным инженером. При этом:

1. а) контейнер для хранения на открытых площадках должен быть сварен из металла толщиной не менее 3 мм, внутренняя поверхность должна быть обшита деревом, пропитанным огнезащитным составом;

2. б) дверца контейнера должна закрываться на внутренний накладной и наружный висячий замки и иметь уплотнитель, препятствующий попаданию внутрь атмосферных осадков;

3. в) контейнер, предназначенный для размещения на ПБУ и МСП, должен иметь скобы, проушины или иные элементы конструкции, обеспечивающие быструю строповку в случае аварийного сбрасывания в море.

4.2.25. Металлические контейнеры, корпуса спецмашин, металлические каркасы и обшивка приспособленных под хранилища помещений должны быть заземлены в целях антистатической защиты. При этом:

1. а) при размещении указанных мест хранения на искусственных металлических наземных и морских сооружениях (эстакадах, платформах и т.п.) заземление необходимо выполнять на металлоконструкцию сооружения;

2. б) при размещении указанных мест хранения на грунтовых площадках заземление должно выполняться на отдельный заземлитель, устраиваемый в пределах площадки. Не допускается использовать в качестве заземлителей электроустановок скважины.

4.2.27. Площадки кратковременного хранения ВМ и ПВА на объектах работ должны быть удалены:

1. а) от жилых и бытовых помещений — жилых блоков, вагонов-домов, столовых и т.п. — не менее чем на 100 м;

2. б) от устья скважины — не менее чем на 50 м. На расстоянии не менее 10 м от хранилищ должны быть выставлены знаки обозначения опасной зоны, вход в которую разрешается только персоналу для взрывных работ.

В случаях невозможности обеспечения указанных расстояний, при расположении объекта на дамбах, насыпях, эстакадах, ПБУ и др. размещение площадки должно быть выбрано с учетом минимального риска, согласовано с органом госгортехнадзора и указано в проекте на производство ПВР.

4.3.2. Для установки геофизического оборудования, снаряжения и заряжания ПВА, хранения ВМ и ПВА на скважине должны быть подготовлены площадки с подъездными путями к ним и путями перехода между ними, а именно:

1. а) площадка для установки ЛПС, используемой в качестве передвижной зарядной мастерской (но не для хранения ВМ!), или приспосабливаемого в качестве зарядной мастерской помещения должна размещаться возможно ближе к устью скважины со стороны мостков (сходен, трапов и т.п.);

2. б) открытая площадка для снаряжения и заряжания ПВА, если эти операции выполняются не в ЛПС и в приспособленных для снаряжения помещениях, должна размещаться со стороны приемных мостков. Площадка должна находиться на горизонтальной части мостков или земной поверхности возможно ближе к устью скважины. Длина площадки должна не менее чем на 2 м превышать длину снаряжаемого аппарата или его секции. Между местом снаряжения аппаратов и устьем скважины должны быть убраны оборудование и инструмент, затрудняющие перемещение снаряженных аппаратов, в т.ч. подтягиванием с помощью лебедки каротажного подъемника;

3. в) площадка для установки каротажного подъемника должна размещаться со стороны приемных мостков на расстоянии, обеспечивающем прямую видимость устья (ротора) скважины, кабеля и подвесного блока, и на расстоянии не менее 10 м от места снаряжения аппаратов;

4. г) площадка для кратковременного хранения ВМ и ПВА на скважине в дополнение к п.4.2.27 должна размещаться на расстоянии не менее 20 м от площадки снаряжения аппаратов, в т.ч. в ЛПС, и 50 м — от площадки установки каротажного подъемника;

5. д) площадка установки ЛКС при нахождении ее на скважине одновременно с оборудованием ПВР должна размещаться на расстоянии не менее 50 м от мест нахождения ВМ при хранении и работе с ними.

4.3.4. Для выполнения ПВР в темное время суток площадки, указанные в п.4.3.2, должны освещаться. Освещенность площадок и рабочих мест выполнения ПВР должна быть не менее:

• 50 лк — места снаряжения аппаратов, устья скважины, лубрикатора;

• 40 лк — трассы геофизического кабеля;

• 25 лк — подвесного блока, пульта управления перфораторной задвижкой, мостков и путей переноски снаряженных аппаратов, площадки хранения ВМ;

• 5 лк — опасных зон взрывных работ.

4.4.1. Доставленные на скважину ВМ, ПВА и оборудование для работы с ними размещаются на площадках, указанных в п.4.3.2. Вокруг мест нахождения ВМ и ПВА и последующей работы с ними должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:

1. а) мест временного хранения ВМ в соответствии с п.4.2.27;

2. б) мест снаряжения ПВА в передвижных зарядных мастерских (ЛПС), на открытых площадках или в приспосабливаемых помещениях — радиусом не менее 20 м;

3. в) устья скважины как места установки в аппарат СИ, окончания монтажа ЭВС и ее проверки — радиусом не менее 50 м (на скважинах кустового строительства — 10 м).

4.5.2. В процессе проведения ПВР взрывником по указанию руководителя взрывных работ должны подаваться следующие звуковые сигналы оповещения:

4.5.2.3. «Отбой» (три коротких), подаваемый после окончания всех работ с ВМ и помещения их в места временного хранения.

4.5.5. При снаряжении и зарядке аппаратов должны использоваться инструмент и приспособления, предусмотренные эксплуатационной документацией. Замена входящего в комплект поставки инструмента запрещается. Допускается для свинчивания резьбовых соединений аппаратов вручную использовать трубные ключи. В любом случае запрещается:

• отрезать от бухты детонирующий шнур после прокладки его в детонационной цепи аппарата;

• применять для закрепления детонирующего шнура во взрывных патронах и устройствах передачи детонации не предусмотренный эксплуатационной документацией инструмент;

• при затруднениях в снаряжении дорабатывать и деформировать изделия из ВМ.

4.5.10. Последовательность выполнения операций по установке в аппарат СИ, подсоединения ЭСИ к ЭВС аппарата, подсоединения аппарата к геофизическому кабелю должна выполняться в соответствии с указаниями эксплуатационной документации на аппарат. В любом случае необходимо убедиться, что ЭВС на коллекторе лебедки ПК разомкнута и что отсутствует разность потенциалов между:

• ЦЖК и ОК со стороны кабельной головки (кабельного наконечника);

• «массой» аппарата и ближайшими, доступными касаниям металлоконструкциями.

Измерения должны проводиться амперметром по шкале с пределом не более 50 МА в режиме как постоянного, так и переменного тока. Время измерения должно быть не менее 1 минуты.

4.5.11. На время с начала монтажа ЭВС вплоть до спуска аппарата на глубину не менее 50 м (на морских скважинах — от подводно-устьевого оборудования) электроустановки, находящиеся в зоне монтажа ЭВС, должны быть обесточены*. Под указанной зоной понимается поверхность, ограниченная контуром, на 10 м превышающим контур ЭВС. На все время ПВР катодная защита МНГС должна быть отключена, на дверях станции катодной защиты должны вывешиваться таблички: «Не включать! Идут взрывные работы». Указанные требования, а также требования п.п.4.3.15; 4.5.15 не обязательны при использовании защищенных систем электровзрывания, содержащих не чувствительные к блуждающим токам ЭСИ.

________________

* При использовании защищенных систем электровзрывания указанные требования могут быть сняты.

4.6.13. При работах на ПБУ и МСП подлежащие уничтожению на месте работ ВМ и ПВА должны быть отбуксированы вспомогательным судном на плотике на расстояние не менее 100 м. При этом:

• грузоподъемность плотика должна не менее чем вдвое превышать массу уничтожаемых ПВА;

• плотик должен быть оборудован бортами;

• буксирный трос должен быть длиной не менее 100 м;

• электровзрывная магистраль должна монтироваться на отдельном страховочном тросе.

5.1.3. 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.

5.1.9. 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.

5.1.10. 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.

5.2.1. Информационное обеспечение процесса эксплуатации скважин и разработки месторождений нефти и газа

5.2.1.2. 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.

5.2.1.3. 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.

5.2.1.4. 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.

5.2.1.5. 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.

5.2.1.6. 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.

5.2.1.7. 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.

5.2.1.8. 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.

5.2.1.10. Ответственность за организацию геофизических работ при эксплуатации скважин несут геологические службы нефтегазодобывающих и геофизических предприятий.

5.2.1.11. 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.

5.2.1.12. 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.

5.2.2. Технические условия на подготовку и оборудование скважин для геофизических работ

5.2.2.1. 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.

5.2.2.2. 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.

5.2.2.3. 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.

5.2.2.4. 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.

5.2.2.5. Переводники, муфты, ниппели, мандрели и др. элементы технологического оборудования должны быть конструктивно выполнены из расчета обеспечения плавного изменения внутреннего диаметра НКТ.

5.2.2.6. 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.

5.2.2.7. Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть установлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало достижение в межтрубном пространстве максимального серповидного зазора.

5.2.2.8. 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.

5.2.2.9. 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.

5.2.2.10. Для проведения геофизических исследований в стволе добывающей скважины ниже глубины подвески УЭЦН могут применяться приспособления, обеспечивающие прижатие насоса к обсадной колонне.

5.2.2.11. 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.

5.2.2.12. 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.

5.2.2.13. 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.

5.2.2.14. 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.

5.2.2.15. 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.

5.2.2.16. При работе в нагнетательных скважинах при температуре воздуха ниже -15°С перед началом и в процессе проведения геофизических работ должна проводиться обработка запорной арматуры с помощью передвижной паросиловой установки.

5.2.2.17. 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.

5.2.2.18. 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.

5.2.2.19. 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.

5.2.2.20. 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.

5.2.3. Исследование добывающих скважин

5.2.3.2. Охват продуктивного разреза разработкой должен изучаться с применением расходомеров (дебитомеров) и индикаторов притока, позволяющих определять профиль притока и дебиты в перемычках между отдельными пластами.

5.2.3.3. 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.

5.2.3.4. 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.

5.2.3.5. 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.

5.2.3.6. Изучение герметичности крепи скважины должно осуществляться высокочувствительной термометрией и акустической шумометрией, позволяющими фиксировать движение жидкости за эксплуатационной колонной, возможно использование ИПТ.

5.2.3.7. 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.

5.2.3.8. 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%.

5.2.3.9. 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.

5.2.3.10. К обслуживанию оборудования герметизации устья допускаются только те работники геофизических партий, которые прошли соответствующий курс обучения, имеющие удостоверение на право эксплуатации лубрикаторных установок.

5.2.3.11. Все работы на устье добывающей скважины должны выполняться с применением исправного инструмента, изготовленного из материалов, не дающих искрения при ударах.

5.2.3.12. 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).

5.2.3.13. 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.

5.2.3.14. Геофизические исследования в фонтанных скважинах должны проводиться только при исправных задвижках на запорной арматуре и манифольдах. Задвижки должны легко открываться и закрываться вручную.

5.2.3.15. 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.

5.2.3.16. 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.

5.2.3.17. 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.

5.2.3.18. 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.

5.2.3.19. 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.

5.2.3.20. 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.

5.2.3.21. 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.

5.2.3.22. 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.

5.2.3.23. 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.

5.2.3.24. 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.

5.2.3.26. 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.

5.2.3.27. 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.

5.2.3.28. 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.

5.2.3.30. 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.

5.2.3.31. 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.

5.2.3.32. 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.

5.2.4. Исследования нагнетательных скважин

5.2.4.2. 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.

5.2.4.3. Изучение термобарического состояния пластов должно осуществляться с применением термометрии и барометрии, позволяющих определить коэффициент продуктивности и пластовое давление в различных интервалах продуктивного разреза.

5.2.4.4. 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.

5.2.4.5. Для привязки результатов геофизических исследований к геологическому разрезу и элементам технологического оборудования проводятся исследования методом ГК и локатором муфт.

5.2.4.7. 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.

5.2.4.8. 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.

5.2.4.9. Нагнетательные скважины должны быть оборудованы центральной задвижкой на запорной арматуре и задвижками на водоводе и выкидной линии. Задвижки должны быть исправны и свободно открываться.

5.2.4.10. При проведении геофизических исследований в нагнетательных скважинах с использованием системы водогазового воздействия на продуктивные пласты постоянное присутствие ответственного представителя нефтегазодобывающего предприятия обязательно.

5.2.4.11. Порядок проведения геофизических исследований в нагнетательных скважинах должен определяться основными положениями технологии работ в скважинах под давлением.

5.2.5. Исследования в контрольных скважинах

5.2.5.2. 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.

5.2.5.3. Определение положения ГЖК и газонасыщенности водоносных пластов за пределами покрышки залежи должно осуществляться с применением нейтронного каротажа по тепловым нейтронам и гамма-гамма-каротажа.

5.2.5.4. 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.

5.2.5.5. Контрольные скважины должны использоваться для периодических измерений пластовой температуры.

5.2.5.6. 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.

5.2.5.7. 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.

5.2.5.8. Изучение изменений газонасыщенности 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.

5.2.5.9. 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).

5.3.2. Пример типового комплекса дается ниже (табл.8).

Таблица 8