Похожие работы
|
Инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в - страница №1/9
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ РД 153-39.0-072-01 УДК 550.832 (083.96) ОКСТУ 4315 Дата введения 2001-07-01 СОГЛАСОВАН с Федеральным горным и промышленным надзором России 25 мая 2000 года с Министерством природных ресурсов России 4 мая 2001 года Предисловие 1 РАЗРАБОТАН Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем) во исполнение совместного решения Роскомнедра, Минтопэнерго России и Госгортехиадзора Российской Федерации № МТ-3324 "О геофизическом информационном обеспечении при разведке и разработке месторождений нефти и газа" творческим коллективом специалистов: Хаматдинова Р.Т. (руководитель коллектива), Козяра В.Ф. (ответственный исполнитель), Антропова В.Ф., Антонова Ю.Н., Белоконя Д.В., Блюменцева A.M., Буевича А.С., Велижанина В.А., Еникеевой Ф.Х., Ипатова А.И., Козяра Н.В., Козыряцкого Н.Г., Костина Ю.И., Кременецкого М.И., Леготина Л.Г., Малинина А.В., Микина М.Л., Митюшина Е.М., Михайлова В.М., Неретина В.Д., Пантюхина В.А., Пасечника М.П., Петерсилье В.И., Рудяка Б.В., Рындина В.Н., Снежко О.М., Филиди Г.Н., Фионова А.И., Черменского В.Г., Эпова М.И., Яруллина Р.К., Яценко Г.Г. 2 ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации 3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 7 мая 2001 г. № 134 4 В настоящем документе реализованы нормы Законов Российской Федерации: "О недрах" с изменениями и дополнениями и "Oб обеспечении единства измерений" 5 ВВЕДЕН взамен "Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах", утвержденной в 1984 г. (М.: "Недра", 1985) 1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Руководящий документ устанавливает для организаций топливно-энергетического комплекса единые требования проведения геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле и наземным оборудованием, обеспечивающим цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации. Результаты геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) являются одним из основных видов геологической документации скважин, бурящихся для поисков, разведки и добычи нефти и газа. Их применяют для решения геологических, технических и технологических задач, возникающих на всех этапах жизни скважины: - обеспечения заданных параметров бурения; - корреляции пробуренных разрезов, оценки литологического состава и стратиграфической принадлежности пород; - выделения коллекторов и количественных определений их фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности; - определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня; - контроля процессов добычи нефти и газа, оценки текущей нефтегазонасыщенности и обводненности коллекторов; - информационного обеспечения технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов, их испытаний и интенсификации дебитов. Материалы ГИРС составляют информационную основу для подсчета и пересчета запасов нефтяных и газовых залежей и определения степени их выработки. Они обеспечивают геологический, технический и экологический контроль (мониторинг) за эксплуатацией месторождений и отдельных залежей и выполнение природоохранных задач. Полноту, качество и сроки выполнения ГИРС регламентируют «Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», утвержденные Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством природных ресурсов РФ 28 декабря 1999 г , которые предусматривают также основные обязанности и функции недропользователей и производителей ГИРС по обеспечению проведения работ. Геофизические исследования в скважинах (ГИС) являются частью ГИРС, составляя тем не менее их основной объем. РД «Техническая инструкция» содержит требования к техническому обеспечению и технологиям проведения исследований комплексами и отдельными методами ГИС, контролю качества первичных данных измерений, к форматам и формам регистрации, транспортировки и хранения полученной информации. Выполнение требований документа обязательно при реализации на территории Российской Федерации лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья, сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа независимо от организационно-правовой формы, форм собственности и ведомственной принадлежности недропользователей. 2.1 Постановление Правительства Российской Федерации от 31.07.95 г. № 775 об утверждении «Положения о лицензировании отдельных видов деятельности, связанных с геологическим изучением и использованием недр» 2.2 Совместный приказ Минтопэнерго РФ и МПР РФ от 28.12.99 г. № 445/323 об утверждении «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» 2.3 ОСТ 153-39.1-005-00 «Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия», утвержденные Минэнерго РФ в 2001 г. 2.4 РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденный Госгортехнадзором в 1998 г., и дополнения к нему ИПБ 08-375(200-00) 2.5 РД «Техническое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофизических бронированных кабелей», утвержденный Минтопэнерго РФ и МПР РФ в 1998 г. 2.6 СП 2.6.1.758-99 «Нормы радиационной безопасности НРБ-99», утвержденные Минздравом РФ в 1999 г. 2.7 СП 2.6.1.799-99 «Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99», утвержденные Минздравом РФ в 2000 г. 2.8 Методическое руководство «Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ», утвержденное Минтопэнерго в 1999 г. 2.9 «Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов», утвержденная ГКЗ СССР в 1984 г. 3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ В настоящем РД применены следующие термины для обозначения отдельных видов геофизических исследований и работ в скважинах: - ГИРС — геофизические исследования и работы в скважинах, включающие изучение естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (ГИС и СГР), геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП); - ГИС — геофизические исследования и работы во внутрискважинном и околоскважинном пространствах, выполняемые приборами на кабеле. К ним относят: - каротаж — исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве, основанные на измерениях параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве, с целью изучения свойств разбуренных горных пород, выявления продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов, привязки к разрезу по глубине других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики; - ИТСС — исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования, необходимые для информационного обеспечения управления процессами бурения скважины, спуска и цементирования обсадных колонн, вторичного вскрытия коллекторов и вызова притоков пластовых флюидов, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. Решение этих задач включает определение: траектории и конфигурации ствола скважины, глубины прихвата бурового инструмента в бурящихся скважинах; высоты подъема цемента за обсадной колонной, полноты заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с колонной и горными породами, положений в разрезе муфт обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ), их толщин и дефектов; в эксплуатационных скважинах - местоположения технологического оборудования, парафиновых отложений, интервалов порывов эксплуатационной колонны, глубин прихвата НКТ; - ПГИ — промыслово-геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и в процессе длительной эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах и гидродинамических связях пластов, включающие измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины. Синонимы ПГИ — ГИС-контроль и гидродинамические исследования в скважинах (ГДИС); - прямые исследования пластов — опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов, обеспечивающие отбор образцов пород и проб пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение пластового давления в процессе отбора проб флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта. К геофизическим работам в скважинах относят работы и исследования, связанные с привязкой интервалов перфорации, сверлящую перфорацию, освоение пластов свабированием, интенсификацию притоков пластовых флюидов и удаление гидратных и асфальтеново-парафиновых отложений с помощью геофизического оборудования. 4 СОКРАЩЕНИЯ
Часть первая. ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ 5 КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН. ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ 5.1 Категорийность и назначение скважин, бурящихся на нефть и газ Скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и для разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей), в соответствии с приказом МПР РФ от 07.02.2001 г. № 126, подразделяют на 8 категорий: опорные (в том числе сверхглубокие), параметрические, структурные, поисковые, оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные. Цель бурения этих скважин определяется их назначением и ожидаемыми результатами (таблица 1). Категория скважины, перечень решаемых ею геологических задач и ожидаемые результаты определяют комплекс, детальность и технологии выполнения ГИРС. РД «Техническая инструкция...» регламентирует технологии ГИС и требования к используемым скважинным приборам и оборудованию для скважин всех категорий, кроме специальных, в которых геофизические исследования и специальные работы проектируют и проводят с учетом целевых задач, решаемых конкретными скважинами. Задачи, решаемые в нефтяных и газовых скважинах средствами ГИС, подразделяют на геологические, связанные с изучением состава и свойств пород в разрезах скважин, технические и технологические. Последние две группы задач включают изучение технического состояния необсаженных и обсаженных скважин, определение местоположения промыслового оборудования, используемого для добычи углеводородов, изучение состава флюидов, поступающих в скважину. Состав задач этих групп существенно перекрывается. Одни и те же данные (например, сведения о пространственном положении и профиле ствола необсаженной скважины или о составе флюидов, поступающих из интервала перфорации) применяют для немедленной корректировки технологий бурения и добычи либо фиксируют их для использования в дальнейшем (при геологических построениях, анализе разработки залежи и др.). Таблица 1 — Классификация нефтяных и газовых скважин
5.2.1 Перечень геологических задач предусматривает детальное изучение пород в необсаженных и обсаженных скважинах, включая определение принадлежности пород к основным литотипам, содержания в них отдельных минеральных компонент, объема и структуры перового пространства, насыщенности пор углеводородами на момент разбуривания пород и на разных стадиях эксплуатации залежи. Количество геологических задач, решаемых в каждой конкретной скважине, определяется категорией скважины и временем ее нахождения в эксплуатации. Максимальный перечень задач решают в опорных и параметрических скважинах. Он включает: - расчленение вскрытого скважиной разреза на пласты и пропластки, их привязку по глубине в относительных глубинах (фактических глубинах, измеренных от какой-либо точки в стволе скважины до точки отсчета — поверхности стола ротора или планшайбы) и по абсолютным отметкам от уровня моря (фактические глубины за вычетом альтитуды скважины и удлинения ее ствола за счет отклонения от вертикали) — построение геометрической модели; - литологическую оценку выделенных пластов, разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический и др.); - выделение стратиграфических реперов; - построение геофизических моделей разреза для информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований: сейсморазведки (сейсмоакустический разрез), электроразведки (геоэлектрический разрез), гравиразведки (геоплотностной разрез), магниторазведки (геомагнитный разрез); - построение компонентной модели, включая определение компонентного состава твердой фазы породы и ее емкостных свойств (пористости); - выделение коллекторов и оценку их фильтрационных свойств (построение фильтрационной модели); - качественную характеристику флюидонасыщенности разреза и количественные определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности для продуктивных коллекторов, установление положений межфлюидных контактов и границ переходных зон (построение флюидальной модели). В структурных, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважинах, бурящихся на поисково-оценочном и разведочно-эксплуатационном этапах геологоразведочных работ, материалы ГИС используют для: - литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин; - выделения в разрезах скважин коллекторов; - разделения коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов — на газо- и нефтенасыщенные; - определения положений контактов между пластовыми флюидами (ГНК, ВНК, ГВК), эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, коэффициентов глинистости, пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения; - определения пластовых давлений и температур, неоднородности пластов (объектов); - прогноза потенциальных дебитов, а также прогнозирования геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах. В скважинах, бурящихся на площадях с выявленной промышленной нефтегазоносностыо, материалы ГИС должны обеспечить определение подсчетных параметров с достоверностью, регламентируемой нормативным документом 2.9. В эксплуатационных скважинах они обеспечивают проектный ввод скважин в эксплуатацию и контроль за их работой в процессе добычи углеводородов. Основные задачи, решаемые с помощью ГИС в процессе испытаний поисковых и разведочных скважин и освоения добывающих скважин, включают: - привязку интервалов перфорации к разрезу по глубине; - локализацию приточных прослоев, определение их суммарной толщины, оценку типов и объемов флюидов, поступающих из отдельных прослоев; - исследования качества разобщения продуктивных и водонасыщенных пластов (прослоев) при многокомпонентном (газ, нефть, вода) притоке. Для решения перечисленных задач проверяют истинное положение в разрезе интервалов перфорации, целостность цементных мостов и обсадной колонны, устанавливают возможность заколонной циркуляции. Контроль обязателен: - при испытаниях сложных объектов, к которым относят приконтактные зоны, нефтяные оторочки и газовые шапки, коллекторы с ухудшенными фильтрационными свойствами, трещинные, тонкослоистые и другие пласты со сложным типом коллектора, пласты с АВПД и АНПД, зоны тектонических нарушений, интервалы с некачественным цементированием; - при вызове и интенсификации притоков флюидов методами свабирования, кислотных, термических, вибрационных и имплозийных обработках и их сочетаниях; - при одновременном испытании или эксплуатации нескольких объектов. В скважинах, находящихся в эксплуатации, основными задачами ГИС являются: - определение текущей насыщенности пород углеводородами в добывающих, наблюдательных и контрольных скважинах; - контроль целостности обсадной колонны и цементного кольца и обнаружение источников обводнения продукции; - проведение работ по очистке колонны и насосно-компрессорных труб от парафиновых и гидратных отложений; - интенсификация притоков приборами на кабеле. С учетом расположения скважин на площади месторождения полученные данные используют для определения эксплуатационных характеристик пласта, выбора оптимального режима работы технологического оборудования, исследований процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью оценки невыработанных запасов и выбора методов повышения нефтеотдачи пластов. 5.2.2 Изучение технического состояния скважин производят на всех этапах их строительства и эксплуатации. Первоначально — это непрерывный контроль состояния открытого ствола в процессе бурения, заключающийся в определении фактического пространственного положения скважины и его соответствия проекту, а также измерения геометрии сечения ствола скважины, выделение интервалов желобов, каверн, сальников, выпучивания и течения глин и прогнозирование на этой основе безопасного бурения. По завершении бурения средствами ГИС оценивают положение в скважине и целостность обсадной колонны, качество цементирования и герметичность затрубного пространства. Контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонны, цементного кольца, интервалов затрубных перетоков и мест поступления в скважину затрубных вод, проведение специальных исследований для обеспечения ремонтных работ периодически выполняют в скважинах вплоть до их ликвидации. - первичную, периодические и полевые калибровки скважинных приборов, выполняемые их изготовителем и метрологической службой; - проведение подготовительных работ на базе геофизического предприятия и непосредственно на скважине; - проведение геофизических исследований и работ в скважинах; - первичное редактирование данных, обеспечивающее контроль их качества; - выдачу твердых копий материалов представителю недропользователя непосредственно на скважине; - сдачу/приемку отчетных материалов, содержащих файлы первичных данных и файл недропользователя, контрольно-интерпретационной партии (КИП) геофизического предприятия; - архивацию материалов. 6.1 Калибровка скважинных приборов 6.1.1 К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования. 6.1.2 Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств. 6.1.3 Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных. Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование. Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований. 6.1.4 Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъема приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок. 6.2 Подготовительные работы 6.2.1 Подготовительные работы перед проведением ГИС проводят в стационарных условиях на базе геофизического предприятия (производителя работ) и непосредственно на скважине. 6.2.2 Перечень работ каротажной партии (отряда) на базе геофизического предприятия включает: - получение наряд-заказа на геофизические исследования и работы, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем; - ознакомление с геофизическими и геологическими материалами по исследуемой скважине и получение файлов и твердых копий данных, необходимых для выполнения ряда работ, например, привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований, перфорации и др.; - получение скважинных приборов, расходных деталей, материалов и источников радиоактивных излучений, проверку их комплектности и исправности; - запись файлов периодических калибровок и сведений об исследуемом объекте, включая файлы априорных данных, в базу данных каротажного регистратора. 6.2.3 По прибытию на скважину персонал каротажной партии (отряда) выполняет следующие подготовительные операции: - проверяет подготовленность бурящейся либо действующей скважины к исследованиям и работам согласно техническим условиям на их подготовку для проведения ГИС (приложения А и Б) и подписывает акт о готовности скважины к проведению исследований и работ (приложения В и Г); - проверяет правильность задания, указанного в наряд-заказе, и при необходимости уточняет его с представителем недропользователя; - устанавливает каротажный подъемник в 25-40 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины; затормаживает и надежно закрепляет подъемник, подкладывая клинья под его колеса; крепит датчики натяжения и глубины на выносной консоли (в зависимости от конструкции подъемника); - устанавливает лабораторию в 5-10 м от подъемника таким образом, чтобы из ее окон и двери просматривались подъемник и устье скважины; - заземляет лабораторию и подъемник с помощью отдельных заземлений (сопротивление заземления лаборатории, подъемника и контура буровой должно быть не более 4 Ом); - выполняет внешние соединения лаборатории и подъемника между собой силовым и информационными кабелями; - подключает станцию к сети переменного тока, действующей на скважине, а при ее отсутствии — к генератору автономной силовой установки, перевозимой подъемником; - сматывает с барабана лебедки вручную или с помощью привода лебедки, установив задний ход в коробке передач автомобиля, первые витки геофизического кабеля так, чтобы выпущенного конца кабеля хватило для подключения к кабельному наконечнику приборов, уложенных на мостках или на полу буровой; - заводит кабель в направляющий и подвесной ролики (блок-баланс) и устанавливает последние на свои штатные места; - крепит направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, который постоянно закреплен на основании буровой на расстоянии не более 2 м от ротора таким образом, чтобы средняя плоскость его ролика визуально проходила через середину барабана лебедки каротажного подъемника; - устанавливает на направляющем ролике (блоке) датчик глубины, если он не установлен на консоли подъемника. Узел крепления направляющего ролика (блока) должен быть испытан на нагрузку, в 3 раза превышающую номинальное разрывное усилие кабеля; - вместо направляющего блока по согласованию с недропользователем можно устанавливать «роторный блок», закрепляя его установку массой ведущей трубы («квадрата») или бурильной трубы. На «роторном блоке» устанавливают датчики глубины и магнитных меток. В противном случае датчик магнитных меток устанавливают на столе ротора самостоятельно; - подвешивает подвесной блок и датчик натяжения, если он не установлен на консоли подъемника, к вертлюгу через штропы и элеватор или непосредственно на крюк через накидное кольцо на высоте не менее 15-20 м от пола буровой установки. Узел крепления подвесного блока должен быть испытан на нагрузку, превышающую номинальное разрывное усилие кабеля в 4 раза; - подсоединяет к кабельному наконечнику первый скважинный прибор (сборку приборов, шаблон), проверяет его работоспособность на мостках, опускает прибор в скважину. Подъем прибора над столом ротора и спуск в устье скважины производят с помощью каротажного подъемника, легости (якоря), имеющейся на буровой, или другого грузоподъемного механизма. Для захвата прибора применяют штопор, закрепленный на вилке, которую вставляют в пазы кабельного наконечника; - устанавливает на счетчиках регистратора и панели контроля каротажа в подъемнике нулевые показания глубин с учетом расстояния от точки отсчета глубин (стола ротора буровой установки, планшайбы эксплуатационной скважины) до скважинного прибора. 6.3.1 Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач на количественном и/или качественном уровнях, и включает в себя: - выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей); - тестирование наземных средств и приборов; - формирование описания объекта исследований; - полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями; - проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных; - полевые калибровки приборов после проведения исследований. Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъемной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера. 6.3.2 Выбор скважинного прибора или сборки приборов (модулей) определяется: - совместимостью методов ГИС, ИТСС, ПГИ при их одновременной реализации; - конструктивными возможностями соединения различных модулей в одной сборке; - наличием зумпфа, обеспечивающего исследования заданного интервала самым верхним модулем в сборке при проведении ГИС и ИТСС; - наличием зумпфа и длиной лубрикатора при проведении исследований действующих скважин; - скоростями регистрации данных приборами отдельных методов. Большинство перечисленных ограничений очевидно, поэтому состав сборок определяется совместно недропользователем и геофизическим предприятием с учетом геолого-технических условий в скважинах различного назначения и указывается каротажной партии (отряду) в наряд-заказе на проведение исследований и работ. Очередность измерений, выполняемых несколькими приборами или их сборками, зависит от конкретных скважинных условий и задач, решаемых в необсаженных и обсаженных скважинах, и определяется самостоятельно для каждой технологии исследований. 6.3.3 Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов. Оно включает: - тестирование системного блока регистратора; - тестирование датчиков глубины, магнитных меток и натяжения; - настройку и калибровку АЦП; - проверку работоспособности отдельных приборов и их сборок. 6.3.4 Описательная часть (заголовок) исследуемого объекта должна содержать следующую информацию (приложение Д): - наименования недропользователя и производителя работ; - дату проведения и сведения об объекте исследований, включая наименование месторождения (площади), номер и категорию скважины, ее альтитуду, интервал исследуемых глубин, назначение исследований (промежуточные, окончательные, привязочные); - геолого-технические условия в скважине — номинальный диаметр скважины и ее общую глубину (глубину промежуточного или искусственного забоя), диаметр и глубину спуска последней обсадной колонны, диаметр и положение башмака НКТ; - тип лубрикатора и устьевое давление при проведении ПГИ; - тип и свойства (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и минерализация) жидкости, заполняющей скважину, присутствие в жидкости химреагентов и утяжелителей, их типы, разгазирование жидкости; - типы и номера каротажных подъемника и лаборатории (регистратора), сведения о геофизическом кабеле — его типе, длине, ценах контрольных и последней магнитной меток; - конструкции сборок приборов и самих приборов, включая типы и номера сборки и приборов; - используемые источники радиоактивных излучений и места их размещения в пределах прибора, - положения точек записи отдельными модулями относительно головки сборки и точки начала отсчета глубин (стол ротора, поверхность планшайбы и т.п.); - шаг квантования и скорость записи; - фамилии должностных лиц, выполнивших исследования. 6.3.5 Полевые калибровки скважинных приборов перед началом и после проведения исследований выполняют согласно требованиям п. 6.1.4. 6.3.6 Последовательность действий при проведении спускоподъемных операций и регистрации первичных данных должна обеспечить безопасный спуск и подъем приборов и их сборок в скважине и проведение измерений во время подъема, если технология работы с данным скважинным прибором или технология решения конкретной задачи не предусматривает других вариантов. 6.3.6.1 Спуск приборов производят под действием привода лебедки каротажного подъемника, массы кабеля и прибора со скоростью не более 8000 м/ч. Спуск сборок ведут со скоростью не более 5000 м/ч. Регулирование скорости спуска осуществляют тормозом барабана лебедки или программно, если работы выполняют с использованием каротажного подъемника с гидро- или электроприводом. При спуске не допускается резкое торможение барабана лебедки во избежание соскакивания с него витков кабеля. Не рекомендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъемника. 6.3.6.2 Движение приборов на спуске контролируют по натяжению (провисанию) кабеля, датчику натяжения и по изменению на экране монитора значений величин, измеряемых приборами. Допускается выполнять во время спуска операции контроля режимов работы скважинных приборов, проводить контрольные записи против опорных горизонтов и т.п. 6.3.6.3 При затрудненном спуске скважинных приборов, обусловленном вязкой промывочной жидкостью, наличием в скважине сальников и уступов, допускается увеличение массы приборов за счет закрепляемых снизу специальных грузов. При наличии в скважине уступов целесообразно увеличение длины груза. В особо сложных случаях, по согласованию с недропользователем, приборы спускают в исследуемый интервал через бурильные трубы со скоростью не более 2000 м/ч при условии, что внутренний диаметр труб должен быть больше внешнего диаметра приборов не менее чем на 10 мм. 6.3.6.4 За 50 м до забоя скважины скорость спуска приборов необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод лебедки. Перепуск кабеля в скважину не должен превышать 2-5 м. Во избежание прихвата прибора или залипания геофизического кабеля стоянка приборов на забое не должна превышать 5 минут. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем. Длительность технологических остановок приборов для проведения исследований (например, для отбора проб пластовых флюидов или образцов пород) устанавливают соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем. Длительная стоянка может предусматривать требование '"расхаживания" кабеля в пределах нескольких метров. 6.3.6.5 Подъем приборов в исследуемом интервале ведут со скоростью, не превышающей максимально допустимую хотя бы для одного из модулей сборки. При прохождении сужений в стволе скважины (башмак обсадной колонны или НКТ, сальники, толстые шламовые корки) и за 50 м до устья скважины скорость подъема приборов уменьшают до 250 м/ч. 6.3.6.6 Подъем приборов и их сборок за пределами исследуемых интервалов ведут со скоростью не более 6000 м/ч. 6.3.6.7 Во время подъема приборов ведут непрерывный контроль за натяжением кабеля. При увеличении натяжения до значения, которое составляет половину от разрывного усилия кабеля, подъем прибора (сборки) приостанавливают. Работы продолжают далее, руководствуясь требованиями, предъявляемыми для предотвращения и ликвидации осложнений и аварий в скважине (см. раздел 28). 6.3.6.8 В процессе подготовительных работ и спускоподъемных операций формируют рабочие файлы, содержащие заголовок, результаты периодической и полевой калибровок, первичные данные измерений для следующих записей: - основной — в пределах исследуемого интервала и обязательного перекрытия с предыдущим интервалом измерений длиной не менее 50 м; - повторной — длиной 50 м в интервале наибольшей дифференциации показаний. В пределах интервала повторной записи должно находиться не менее двух магнитных меток глубин. Для интервалов исследований протяженностью менее 100 м повторное измерение проводят по всей длине интервала; - контрольной —длиной 50 м в интервалах, позволяющих оценить качество выполненных исследований. Такими интервалами являются, например, для электрических и электромагнитных методов — вход в обсадную колонну, для акустических — незацементированный участок обсадной колонны и т.п. В пределах этого интервала должно находиться не менее двух магнитных меток глубин. 6.3.6.9 Дискретность регистрации данных по глубине для общих и детальных исследований должна составлять 0,2 м. Исследования микрометодами — МК, БМК, микрокавернометрии и наклонометрии, — а также исследования скважин, находящихся в эксплуатации, и специальные исследования в открытом стволе выполняют с дискретностью 0,1 и/или 0,05 м. 6.3.6.10 Шаг дискретизации АЦП выбирают таким образом, чтобы максимально допустимые погрешности преобразования сигналов не превышали 0,2 от соответствующих пределов допускаемых основных погрешностей измерений. Размер шага заложен в программном обеспечении цифрового прибора или АЦП регистратора при оцифровке аналоговых сигналов на поверхности. |
|