ГОСТ Р 53240-2008

Группа Т58

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Правила проведения испытаний

Oil and gas exploratory wells. Rules of testing

ОКС 73.020

Дата введения 2010-01-01

     

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН ООО "Научно-исследовательский и проектный институт мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук" (ООО "НИПИ МПРР") с участием специалистов ОАО НПП "ГЕРС", НПП "Тверьгеофизика", Тюменского государственного нефтегазового университета

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. N 777-ст

4 В настоящем стандарте реализованы нормы Федерального закона от 21 февраля 1992 N 2395-1 "О недрах" в части полноты геологического изучения, рационального использования и охраны недр с учетом требований Федерального закона от 21 июля 1997 N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" в части безопасного ведения работ, связанных с пользованием недр и Федерального закона от 26 июня 2008 года N 102-ФЗ "Об обеспечении единства измерений"

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

     1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методические, технические и технологические правила проведения испытаний нефтяных и газовых поисково-разведочных скважин, основные правила организации работ, подготовки скважин, требования к аппаратуре и оборудованию, правила безопасности при производстве работ.

Настоящий стандарт распространяется на испытания скважин приборами на трубах и кабеле.

     2 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГДК - гидродинамический каротаж;

ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;

ГТН - геолого-технический наряд;

ЗПК - запорно-поворотный клапан;

ИПК - испытатель пластов на кабеле;

ИПТ - испытатель пластов на трубах;

КВД - кривая восстановления давления;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОПК - опробование пластов;

УБТ - утяжеленная буровая труба;

УЭС - удельное электрическое сопротивление.

     3 Общие положения

3.1 Испытание поисковых и разведочных скважин является обязательным элементом комплексного изучения вскрываемого стратиграфического разреза при ведении геолого-поисковых работ на нефть и газ.

3.2 Испытание скважин в зависимости от стадии поисково-разведочных работ и особенностей объекта испытаний проводят для решения следующих геолого-промысловых задач:

- определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;

- определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;

- изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;

- оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;

- оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;

- определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.

3.3 При испытании изучаемый объект включается во временную эксплуатацию при обязательном регулировании и контроле отбора пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.

Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

3.4 К режимам испытания относятся:

- депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);

- продолжительность отбора флюида из пласта;

- продолжительность закрытия скважины для регистрации восстановления давления;

- количество циклов "приток-восстановление давления";

- соотношение между дебитом и депрессией на пласт;

- соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.

3.5 В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:

- начальное пластовое давление;

- коэффициент продуктивности , определяемый по формуле

,                                                                  (1)

где - дебит флюида;

- средняя депрессия, действующая на пласт;

- коэффициент гидропроводности пласта , определяемый по формуле

,                                                              (2)

где - проницаемость пласта;

- динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;

- эффективная работающая толщина пласта;

- коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);

- радиус исследования пласта;

- коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.

3.6 Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;

- испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;

- эжекторные многофункциональные испытатели пластов.

3.7 При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе регистрируют непрерывную кривую изменения давления на забое в процессе притока и кривую восстановления давления (КВД). Технология позволяет получать данные о скин-факторе и других свойствах околоскважинной области пласта (в радиусе 3-30 м в зависимости от проницаемости отложений).

3.8 Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного забойного давления с помощью свабирования. При этом депрессия должна составлять не менее 50% депрессии технологического режима.

3.9 Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле ИПК не отличаются от рассмотренных выше по технологии проведения измерений. Они используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных изолированных прослоев с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.

Примечание - Следует учитывать, что при малом объеме измерительных камер уменьшается время исследований, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной (0,1-3 м).

Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта рекомендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащенные мультизондовой измерительной системой.

Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осуществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания - герметизация высверленного отверстия.

     4 Организация работ

4.1 Недропользователи, имеющие лицензию государственных органов, применяют различные организационно-правовые формы взаимоотношений при проведении испытаний скважин с субъектами предпринимательской деятельности (далее - производители работ).

4.2 Недропользователь уведомляет производителя работ о необходимости проведения испытаний заявкой на испытание скважины, в которой указывают цели и задачи, состояние и геолого-технические характеристики скважины и объекта испытания (приложение А).

4.3 На основании поданной заявки представители производителя работ и недропользователя составляют план работ по испытанию (приложение Б), который согласует руководитель производителя работ и утверждают технический и геологический руководители недропользователя. Утвержденный план по испытанию передают производителю работ, а копии плана - буровому мастеру, мастеру бригады капитального и подземного ремонта скважин.

4.4 Ответственным руководителем за выполнение работ является представитель недропользователя, указанный в плане испытания скважины.

Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество работ при испытании скважины является представитель производителя работ - начальник партии, мастер по испытанию скважин.

4.5 Недропользователь обязан обеспечить:

- подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;

- обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;

- контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном пространстве в процессе испытания;

- выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пластоиспытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка).

4.6 Производитель работ обязан обеспечить:

- исправные технические средства для испытания скважины (испытатели пластов, контрольно-измерительные приборы);

- кран высокого давления для устьевой обвязки;