Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины. Проектирование конструкции скважины, страница 42

контроль оборудования, кабеля, аппаратуры общего назначения;

контроль технического состояния перфоратора до снаряжения;

контроль состояния и исправности ВМ (зарядов, детонирующего шнура, детонатора);

контроль снаряженного перфоратора перед спуском в скважину;

контроль движения и исправности цепи перфоратора при спуске в скважину;

привязка интервалов перфорации к разрезу скважины;

установка перфоратора в интервал вскрытия пласта;

регистрация факта, полноты и качества срабатывания перфоратора;

оценка изменений технического состояния скважины после перфорации;

определение качества перфорации.

10.4.2. Привязка интервалов перфорации к геологическому разрезу

Привязка должна осуществляться только методами радиоактивного каротажа (РК). С этой целью в терригенных разрезах используют гамма- каротаж (ГК), в карбонатных – нейтронный гамма каротаж (НГК).   

Так как перспективные горизонты представлены сильно уплотненными алевролитами, песчаниками, аргиллитами и гравелитами, то привязку интервалов перфорации к геологическому разрезу будет применен ГК.

Обязательным требованием при разметке интервалов перфорации является определение забоя скважины и шаблонирование колонны.

На проектируемой скважине будет применен метод привязки интервалов перфорации к геологическому разрезу по следующей технологии:

спуск в скважину комплексного прибора, состоящего из прибора ГК и магнитного локатора трубных муфт ЛТМ 36, до 10-20 м от верхней границы планируемого интервала перфорации;

после полного затухания колебаний кабеля на НКТ ставят двойную магнитную метку, и, одновременно,  на кабеле между устьем скважины и подъемником, неподвижного относительно поверхности Земли, завязывают метку;

продолжение спуска комплексного прибора до искусственного забоя;

подъем комплексного прибора, при одновременной записи кривых ГК (вспомагательной) и ЛТМ 36;

после записи двойной магнитной метки регистрацию прекращают и завершают подъем кабеля;

вспомогательную кривую ГК совмещают с основной, и указывают на них положение двойной магнитной метки;

на основной диаграмме ГК рассчитывают расстояние от двойной магнитной метки до нижней и верхней границ планируемого интервала перфорации;

разметка кабеля для установки перфоратора.

По мере отстрела метка на кабеле передвигается в сторону скважины на величину эффективной длины перфоратора необходимое количество раз.

10.4.3. Определение фактического положения интервала перфорации

Определение фактического положения интервала перфорации является обязательным во всех случаях кроме спуска перфоратора на НКТ.

Положение фактического интервала перфорации будет определено проведением измерений электротермометром ТЭГ-36 и магнитным локатором муфт ЛТМ 36.

10.4.4. Определение срабатывания перфораторов на кабеле

Для всех видов перфораторов спускаемых на кабеле фиксируется факт срабатывания по разрыву электрической цепи и электромагнитным наводкам на геофизический кабель, находящийся в скважине, а также закрепленными на устье скважины специальными акустическими индикаторами. Определение полноты и качества срабатывания может быть выполнено регистрацией потенциалов колонны (Пк).

10.5. Выбор диаметра и глубины спуска насосно-компрессорных труб

Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляют колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут служить в основном для следующих целей:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта флюида;

- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

- подвески в скважине оборудования;

- проведения в скважине ремонтных работ.

Диаметр и длину колонны НКТ определяют из условий эксплуатации. Учитывая, что при вскрытии продуктивного пласта в проектируемой скважине возможно наличие сероводорода с содержанием по объему более 6 %, требуется применение колонны НКТ в сероводородостойком исполнении.