8. Правила производств а работ

В данном разделе излагаются только общие правила производства ГТИ. Методы проведения исследований и алгоритмы, реализуемые в программном обеспечении в данной Инструкции не рассматриваются и будут изложены в «Методическом руководстве по проведению геолого-технологических исследований».

Частота опроса датчиков и частота регистрации информации определяется физическим принципом измерения и требованиями, предъявленными Заказчиком к конкретному измеряемому параметру.

Рекомендуется использование цифровых датчиков и систем сбора, в которых на базе микропроцессорной схемотехники производится осреднение, фильтрация, вычисление производных параметров и другие необходимые операции, обеспечивающие подготовку передачи данных на верхний уровень визуализации и обработки без потери основной первичной информации. Постоянные интегрирования должны подбираться на месте производства работ в зависимости от уровня помех, отрицательно влияющих на данное измерение, с тем чтобы полученные сигналы результатов измерений при минимальном уровне помех были достаточно мощными и дифференцированными. Это положение особенно касается измерений, которые могут носить флуктуационный характер: вращающий момент на роторе, расходы, вес на крюке, плотность на выходе.

Ниже даются рекомендации по унификации монтажа датчиков компьютеризированной станции геолого-технологических исследований на основных типах буровых установок, применяемых для бурения разведочных и эксплуатационных (в т. ч. и горизонтальных) скважин.

Рекомендации могут быть расширены и видоизменены как при увеличении количества применяемых датчиков, так и при их модернизации и усовершенствовании.

Правила монтажа и места установки датчиков указываются в «Проекте установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» (Приложение Ж), согласованном и утвержденном Заказчиком.

8.2.1. Датчик веса на крюке

Установка датчика веса производится персоналом партии ГТИ по согласованию с буровой бригадой. Датчик крепится на неподвижном конце талевого каната выше механизма крепления каната на расстоянии 0,5 - 1,5м при разгруженной талевой системе. На талевом канате ниже датчика веса должно быть установлено приспособление («жимок»), препятствующее сползанию датчика веса вниз по канату.

Установка датчика давления с электрическим выходом в измерительную гидравлическую магистраль гидравлического индикатора веса (ГИВ) должна осуществляться таким образом, чтобы не вносить помех в измерение.

Калибровка датчика веса осуществляется на разрывной машине:

• при изготовлении датчика веса;
• с периодичностью не реже 1 раза в 6 месяцев.

На буровой установке проверка достоверности измерений осуществляется при монтаже и периодически не реже чем 1 раз в долбление в соответствии с показаниями ГИВ и по отношению к расчетному весу бурового инструмента, подвешенного на крюке и находящегося в вертикальной части скважины, заполненной буровым раствором.

Минимальное значение проверяется по отношению к весу вертлюга - ведущей буровой штанги (квадрата). Паспортное значение указанного веса должно запрашиваться у бурового подрядчика (буровой бригады).

8.2.2. Датчик давления закачки и затрубного давления

Датчики давления бурового раствора на входе в скважину и на линии превентора (затрубное давление) монтируются в специальный стандартный стакан, вваренный на стояке манифольда (или в напорную линию между двумя насосами) и в выкидную линию превентора. Монтаж датчиков осуществляется при отсутствии давления в магистралях.

Датчики давления должны иметь средоразделитель, заполненный маслом или кремнеорганической жидкостью, не замерзающими при температуре до - 55 - 60°С и легкосъемное крепление «вилкой».

Установка датчика давления на стояке манифольда буровой установки предпочтительнее из-за меньшего уровня вибраций, гасящихся после резинометаллического участка манифольда между насосами и стояком. Вваривание и опрессовка вваренных стаканов для установки датчиков высокого давления производятся Заказчиком. Факт опрессовки оформляется соответствующим актом. Разрешается по согласованию с Заказчиком подключение датчиков давления к соответствующей линии манометров буровой установки.

Калибровка датчиков высокого давления производится с помощью полевого задатчика давления (0 - 40 МПа), оснащенного образцовым манометром на 0 - 40 МПа.

8.2.3. Датчик положения талевого блока (глубиномер) и датчик положения клиньев

Датчик положения талевого блока монтируется на валу буровой лебедки или на валу жестко связанного с ним глубиномера. При этом вместо стандартного вертлюжка для подачи воздуха ставится устройство, на котором установлена шестерня. Вторая шестерня устанавливается на валу датчика глубины, размещенного на площадке, которая в свою очередь устанавливается на монтажную площадку, приваренную к основанию моноблока лебедки. Шестерни охватываются зубчатой ременной передачей, исключающей проскальзывание. Основным требованием к монтажной площадке является ее горизонтальность и соосность шестерен при установке на площадку датчика глубин.

Глубиномер с магнитными головками устанавливается либо как описано выше, под вертлюжок, либо непосредственно на вал лебедки. При установке диска с магнитами необходимо укрепить на кожухе лебедки штанги со считывающими датчиками. Монтаж датчика глубины производится персоналом партии ГТИ по согласованию с буровой бригадой с обязательной остановкой буровой лебедки.

Датчик положения клиньев представляет собой датчик, измеряющий давление в воздушной магистрали управления приводом клиньев. Датчик монтируется в разрыве пневмошланга, идущего к цилиндру привода клиньев и используемого для освобождения клиньев, и обжимается двумя хомутами. Монтаж датчика производится с участием пусковой вахты. Допускается применение электромагнитных датчиков положения (датчиков близости) под столом ротора, срабатывающих при изменении своего положения кольца пневматического клинового захвата.

Калибровка глубиномера производится путем промера вверх-вниз с различными скоростями так называемой «мерной базы», в качестве которой может быть использован «сдвоенный квадрат» (длина примерно 27 м) или стандартная свеча из 2-х трубок (длина примерно 25 м). При такой длине «мерной базы» в измерении будут задействованы все слои талевого каната, навиваемого на барабан лебедки. «Мерная база» размечается с помощью рулетки с нанесением меток с частотой не менее 1,0 м (предпочтительней - 0,5 м). После этого осуществляют контрольные прогоны «мерной базы» с установкой передаточного коэффициента до тех пор, пока точность измерения не достигнет заданной (±1 см на базе 25 м).

В качестве калибровочного устройства может быть применен линейный датчик перемещения высокой точности, закрепляемый на роторе, мерный тросик которого соединяется с петлей на вертлюге.

8.2.4. Устройство для непрерывной дегазации бурового раствора (дегазатор)

Дегазатор принудительной (активной) дегазации должен:

• устанавливаться как можно ближе к устью скважины и в любом случае находиться перед подходом бурового раствора к виброситам, чтобы обрабатывать раствор, который не прошел предварительную дегазацию;
• устанавливаться в желобе для бурового раствора (или на выкидном трубопроводе, идущем от устья скважины) с частичным погружением в поток бурового раствора, либо загружаться с помощью насоса, засасывающего буровой раствор на устье скважины до контакта его с атмосферой.

Газопровод (газовая линия) между дегазатором и анализатором в станции ГТИ должен быть как можно более коротким, без провисаний, изгибов, петель с тем, чтобы не допустить скапливания продуктов конденсации.

Газопровод должен быть оснащен защитным устройством (ловушкой), чтобы исключить случайное попадание в него бурового раствора, а также «вымораживателем» при использовании в условиях температур окружающего воздуха ниже 0°С или системой обогрева.

8.2.5. Прибор для определения объемного газосодержания бурового раствора

Прибор для определения объемного газосодержания бурового раствора на выходе из скважины должен быть установлен в малой емкости перед виброситами таким образом, чтобы его датчик (излучатель и приемник) находился на расстоянии 0,15 - 0,2 м от дна этой емкости.

Наилучшим вариантом установки прибора является установка его датчика в небольшой сосуд диаметром 0,1 - 0,15 м, буровой раствор в который подается специальным насосом из отвода в разъемном устье ниже выхода раствора в желоб, а выход сосуда через сливной шланг направлен в выкидную трубу (желоб).

Калибровка прибора производится при его выпуске; для этого используется чистая вода, буровой раствор и вода с различным содержанием воздуха в воздушно-жидкостной эмульсии; данные калибровки указываются в паспорте прибора.

На буровой необходимо учесть сдвиг начала шкалы за счет наличия твердой фазы в буровом растворе. Для этой цели необходимо отобрать буровой раствор в любой сосуд диаметром 85-100 мм, высотой 150-200 мм, интенсивно перемешать и дать отстояться буровому раствору не менее 20 мин, после чего погрузить в него измерительную часть прибора. Полученные показания необходимо принять за «нулевые», от которых и отсчитывать значения по шкале, полученной при калибровке.

Периодичность поверки начала шкалы:

• перед началом работ на скважине и при их окончании;
• не реже одного раза в месяц;
• при получении результатов, которые представляются сомнительными.

8.2.6. Аппаратура суммарного содержания углеводородных газов

ИК-анализаторы требуют поверки не чаще 1 раза в год, на них распространяются правила калибровки, изложенные ниже.

Расход газовоздушной смеси через суммарный газоанализатор должен быть отрегулирован на постоянную величину, контролируемую ротаметром или другим измерителем объемной скорости ГВС.

Калибровка суммарного газоанализатора должна проводиться:

• перед началом проведения работ и при их окончании;
• с периодичностью не реже одного раза в месяц;
• при получении результатов, которые представляются сомнительными.

Рекомендуется воздушно-газовая смесь с 10; 5; 2,5 и 1,25% содержания попутного газа нефтегазонасыщенных объектов данного месторождения. Допускается применение эталонных газов с заданным составом.

Калибровочные смеси и устройства для калибровки (статические или динамические смесители) должны быть в наличии на станции.

8.2.7. Аппаратура покомпонентного анализа газа (хроматограф или масс-спектрометр)

Калибровка хроматографов или масс-спектрометров производится известными (эталонными) газовыми смесями, включающими в себя все определяемые компоненты в известных соотношениях.

Калибровка должна производиться по калибровочным смесям с концентрациями в следующих диапазонах: 0,001-0,01; 0,01-0,1; 0,1-1; 1-10 % объемных.

Поставка калибровочных смесей должна быть обеспечена в таком количестве, чтобы смеси всегда были в наличии на станции ГТИ во время проведения исследований.

Калибровка хроматографа или масс-спектрометра производится:

• перед началом работ на скважине и при их окончании;
• с периодичностью не реже 1 раза в месяц;
• при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Покомпонентный анализ проб газа, извлеченного при термовакуумной дегазации образцов шлама, керна, бурового раствора производится либо на отдельном приборе покомпонентного анализа (хроматографе) в ручном режиме подачи пробы, либо на основном приборе покомпонентного анализа в период перерыва циркуляции бурового раствора.

8.2.8. Датчик расхода бурового раствора

Монтаж расходомера на входе в скважину в линии высокого давления проводится Заказчиком в соответствии с действующими правилами техники безопасности.

Предпочтительное место установки расходомера на входе в скважину - линия высокого давления насосного блока в 4-5 м от насосов. Допускается монтаж расходомера в 2-3 м от стояка манифольда на специально оборудованной площадке.

Установка расходомеров на входе в линии низкого давления во всасывающих линиях насосов не требует опрессовки. Предпочтительное место установки - в 2-3 м от входа в насосы после задвижек, отсекающих расходные емкости.

Установка расходомера на выходе из скважины производится специалистами службы ГТИ.

8.2.9. Датчик уровня бурового раствора в емкостях

Для монтажа датчиков уровня (а также датчиков плотности и температуры) в емкостях буровой установки и в емкости под виброситами на полу этих емкостей необходимо вварить монтажные патрубки, предварительно прорезав в полу отверстия для их установки.

Опускаемые в монтажные патрубки датчики уровня, плотности и температуры бурового раствора в емкостях центрируется посадочной конусной пробкой и четырьмя центрирующими болтами. Монтажные патрубки привариваются на рабочих емкостях с условием, что патрубки находятся против входных отверстий всасывающих труб буровых насосов.

На емкости под виброситами один монтажный патрубок приваривается в любом удобном месте.

Датчик уровня в доливной емкости, не имеющей крышки, монтируется персоналом партии ГТИ с помощью струбцины, укрепленной за борт емкости, без привлечения Заказчика.

8.2.10. Датчик температуры бурового раствора

Места установки датчиков на входе в скважину: в расходной емкости в точке, максимально близко к всасывающему патрубку бурового насоса или по согласованию с Заказчиком - во всасывающих патрубках буровых насосов.

Запрещается установка датчика:

• в обводном потоке раствора;
• на непроточных участках.

Места установки датчиков на выходе из скважины:

• в выкидном трубопроводе или открытом желобе на участке с хорошей циркуляцией без значительных скоплений шлама;
• в емкости с буровым раствором, установленной перед виброситами, но не менее чем на 200-250 мм от дна емкости для предотвращения зашламливания датчика.

Калибровка датчиков температуры производится при их выпуске, проверка - перед началом работ с помощью переносного электронного термометра.

8.2.11. Датчик плотности бурового раствора

Рекомендуется использование плотномеров на входе в скважину и на выходе из нее с использованием принудительной подачи в них раствора специальными насосами. Если это не реализуется, то выполняются следующие условия.

Датчики плотности бурового раствора на входе устанавливаются в расходных емкостях в зоне выхода раствора из емкости во всасывающую трубу насоса с тем расчетом, чтобы измерительный зонд приходился против сечения трубы.

Датчик плотности бурового раствора на выходе должен устанавливаться:

• как можно ближе к устью скважины или в разъемном устье;
• перед любым участком возможного значительного перепада потока раствора;
• в емкости с буровым раствором, установленной перед виброситами.

Калибровка производится при выпуске приборов, а также на буровой перед началом работ и периодически не реже одного раза в месяц с использованием пластикового цилиндра, заполненного водой и раствором с известной плотностью (с учетом температурных поправок).

8.2.12. Датчик (счетчик) числа ходов насоса

Устанавливается на одном, двух или трех насосах (в зависимости от их числа на буровой установке) при использовании дизельного привода или регулируемого электропривода. При использовании синхронного электропривода датчики (счетчики) числа ходов насоса не устанавливаются.

Место установки датчика (счетчика) - станина бурового насоса у плунжерного окна. Крепление осуществляется с помощью струбцины. Монтаж производится при остановленных насосах.

Измерению подлежит число двойных ходов каждого насоса в единицу времени (ходы/минуту). При работе 2-х или 3-х насосов производится суммирование ходов насосов.

8.2.13. Датчик скорости вращения ротора

Устанавливается на карданном приводе ротора или на одной из звездочек (при цепном приводе ротора). Монтаж осуществляется при остановленном роторе и открытых защитных устройствах трансмиссии ротора.

Монтаж оптического датчика скорости вращения «квадрата» осуществляется на вертикальной стойке, установленной у края буровой площадки на высоте 0,5 - 1,0 м от плоскости стола ротора.

8.2.14. Датчик вращающего момента на роторе

При дизельном приводе датчик вращающего момента на роторе встраивается в трансмиссию привода ротора (соприкасается с приводной цепью). Монтаж производится при остановленном роторе и открытых защитных устройствах трансмиссии ротора.

При электроприводе на силовой кабель приводного электродвигателя надевается трансформатор тока или токовые клещи с преобразователем основанном на эффекте Холла для измерения величины потребляемого тока приводного двигателя.

Работа по монтажу датчика тока производится при отключенном питании приводного двигателя ротора в присутствии электрика буровой бригады. 8.2.15 Датчик электропроводности бурового раствора Датчик электропроводности бурового раствора на входе в скважину устанавливается в расходной емкости в месте отбора бурового раствора насосом (у приемного патрубка) с креплением его к емкости струбциной.

Датчик электропроводности бурового раствора на выходе из скважины монтируется рядом с датчиком объемного газосодержания бурового раствора в малой емкости перед виброситами или в сосуде диаметром 100-150 мм, в который раствор подается специальным насосом.

Калибровка датчика электропроводности производится:

• перед началом работ на скважине и при их окончании;
• с периодичностью не реже 1 раза в месяц;
• при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Калибровка датчика электропроводности производится по эталонным растворам NaCl в дистиллированной воде с учетом температуры эталонных растворов.

8.3.1. Регистрация цифровых данных на магнитных носителях

Регистрация цифровых данных в функции времени для полного воспроизведения реальной ситуации должна производиться по требованиям п. 7.8.2. Частота регистрации данных по глубине и по глубине с «отставанием» устанавливается исходя из дифференциации свойств разреза и технологических условий бурения скважины в пределах 0,1 - 1 м. Рекомендуемый шаг регистрации данных по глубине не более 0,5 м по всему разрезу до продуктивных пластов и не более 0,2 м в интервале продуктивных пластов.

Все зарегистрированные данные должны хранится на станции ГТИ до момента окончания работ - независимо от того, осуществлялась или нет периодическая передача данных в КИП и Заказчику.

Цифровые данные, передаваемые в КИП, должны хранится до окончания жизнедеятельности скважины.

Параметры, регистрируемые в обязательном порядке на магнитных носителях и способы их регистрации по технологическим операциям, приведены в приложении Н.

8.3.2. Регистрация данных на бумажном носителе

Частота и объем данных, регистрируемых на бумажном носителе, а также количество и форма диаграмм в функции времени и глубины определяются Заказчиком, однако при этом на диаграммах в обязательном порядке должны быть отражены параметры, результаты анализов, определений и построений по технологическим операциям согласно приложению О.

Масштаб записи диаграмм в функции времени не должен быть менее 60 мм/час. Частота формирования временных диаграмм рекомендуется 1 раз за вахту (8 часов), если нет других требований Заказчика. Обязательной является распечатка временных диаграмм в случае непредвиденных осложнений и аварий на буровой.

Диаграммы в функции глубин рекомендуется формировать в масштабе 1:500 по всему разрезу скважины, а в перспективном интервале разреза, кроме того, в масштабе 1:200, если иное не оговорено Заказчиком.

8.3.3. Аннотация диаграмм

Каждая диаграмма должна иметь в верхней части «шапку», содержащую необходимые сопроводительные сведения о Заказчике и Производителе работ, а также информацию по скважине. Для каждого параметра должны быть указаны шкалы, диапазоны, единицы измерений и цвета кривых.

В качестве обязательных данных должны присутствовать время, глубина и комментарии для всех нештатных ситуаций (коррекция глубины, перерыв в записи, аномальное значение параметра и т. п.).

8.4.1. Общие положения

Вопросы выдачи, согласования, дублирования и передачи поданных рекомендаций на вышестоящие уровни Заказчику и порядок принятия решений по рекомендациям регламентируется в Техническом задании (Приложение Д, стр. 45), согласованном с Заказчиком и являющемся неотъемлемой частью контракта.

Оперативные сообщения выдаются персоналом партии ГТИ по запросу руководителя работ на буровой или бурильщика, а также по собственной инициативе.

8.4.2. Оперативные сообщения

К оперативным сообщениям, передаваемым персоналом партии ГТИ в порядке собственной инициативы по системе громкоговорящей (ГГС) или абонентской связи (АТС) в адрес руководителя работ на буровой или бурильщика, относятся:

• факт отсутствия запуска ГЗД при постановке его на забой;
• отклонение плотности бурового раствора на входе в скважину за пределы коридора значений, заданных в ГТН или карте обработки бурового раствора;
• отклонение нагрузки на долото за пределы рекомендуемого рабочего диапазона;
• информация о факте вскрытия продуктивного (предположительно продуктивного) пласта;
• информация о возможном приближении зоны АВПД и ее вскрытии;
• информация о достижении ожидаемого репера, после которого следует производить отбор керна, корректировку траектории, проведение промежуточного каротажа или выполнять другие мероприятия, намеченные по плану проводки скважины;
• информация о результатах анализа шлама с целью литологического расчленения разреза и соответствии положения забоя скважины относительно ГТН.

8.4.3. Рекомендации по отработке долот

Рекомендации включают в себя:

• указания на необходимость изменения нагрузки на долото (недогрузка, перегрузка);
• информацию о наличии подклинок и их продолжительности;
• информацию о предположительной степени износа долота;
• указания на необходимость подъема долота вследствие его износа или о продолжении бурения в случае неотработанного долота.

После подъема отработанного долота производится его осмотр и обмер с заполнением карточки отработки долот по коду ВНИИБТ и указанием рекомендаций по подъему.

8.4.4. Рекомендации по предупреждению аварийных ситуаций

Критерий формирования и выдачи аварийных рекомендаций регламентируется в Техническом задании, согласованном с Заказчиком и являющимся необходимой частью контракта.

Аварийными ситуациями считаются:

• заклинка долота;
• затяжки и посадки инструмента при отрыве от забоя и СПО;
• разгазирование бурового раствора, при котором происходит снижение плотности раствора более чем на 5% от нормальной на протяжении более чем величина «отставания» в затрубье (при циркуляции без бурения);
• снижение давления за счет промыва соединений (потеря герметичности) бурового инструмента;
• снижение давления за счет промыва пары «поршень-втулка» и клапанов буровых насосов;
• поглощение или приток бурового раствора в процессе бурения, промывки, проработки;
• поглощение или приток бурового раствора в процессе спуско-подъемных операций;
• превышение скорости спуска или подъема инструмента над регламентируемыми в ГТН.

При отклонении параметров от указанных в Техническом задании оператор предупреждает об этом представителей Заказчика и буровой бригады.

В случае необходимости для идентификации предаварийной ситуации и уточнения ее серьезности по указанию оператора проводится тестирующая операция, необходимая для идентификации (прекращение бурения с продолжением циркуляции, расхаживание инструмента на длину квадрата, включение-выключение насосов и т. п.).

Все тестирующие операции фиксируются в «Рабочем журнале по проведению ГТИ» (Приложение М) с указанием времени их проведения.

8.4.5. Рекомендации геологического характера

К рекомендациям геологического характера относятся:

• рекомендации по прекращению бурения сплошным забоем и переходу к бурению с отбором керна (на основании факта вскрытия кровли пласта-коллектора);
• рекомендации по проведению тестирующих операций для уточнения факта вскрытия пласта, наличия нефтегазопроявлений, поглощений и т. п.;
• рекомендации по проведению испытаний на трубах или опробования приборами на кабеле с отбором пластовых флюидов;
• рекомендации по отбору грунтов сверлящим керноотборником.

Сведения и рекомендации геологического характера передаются Заказчику с отметкой в «Рабочем журнале по проведению ГТИ» (Приложение М).

8.5.1. Общие положения

Объемы, порядок, вид, количество представляемой в оперативном порядке непосредственно на скважине Заказчику и в контрольно-интерпретационную партию информации по результатам работ партии ГТИ определяются «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах» (п.18.6, 18.7), Техническим заданием (Приложение Д) и внутренним регламентом геофизического предприятия, выполняющего ГТИ.

Рекомендуется следующий порядок оформления и передачи результатов работ партии ГТИ.

8.5.2. Оформление и передача оперативных сведений и рекомендаций

Оперативные сведения и рекомендации передаются по мере необходимости через АТС или ГГС руководителю работ на буровой (супервайзеру, буровому мастеру), а при их отсутствии - непосредственно бурильщику.

Передача всех без исключения оперативных сведений и рекомендаций оформляется параллельно записью в «Рабочем журнале по проведению ГТИ» (Приложение М).

При оформлении «Ежесуточной сводки геолого-технологических исследований» (Приложение П) все выданные рекомендации раздельно по геолого-геохимическим и технологическим исследованиям переносятся из рабочего журнала в соответствующие графы ежесуточной сводки.

«Ежесуточная сводка ГТИ» передается в согласованное с Заказчиком время руководителю работ на буровой, а при его отсутствии - буровому мастеру или технологу буровой бригады.

После окончания бурения скважины оформляются в виде таблицы «Сведения о характере выданных рекомендаций» (Приложение Л), подписываемые начальником партии ГТИ и буровым мастером (технологом) буровой бригады.

Перечень и характер выданных оперативных рекомендаций излагается и в п. 4.4. «Акта выполнения работ по ГТИ» (Приложение К), который подписывается начальником партии, буровым мастером (технологом) и представителем УБР (УРБ).

8.5.3. Оформление и передача оперативных диаграммных материалов

Оперативный диаграммный материал в функции времени и в функции глубины, оформленный по правилам, изложенным в п. 8.3, передается руководителю буровых работ (супервайзеру) или руководителю буровой бригады (буровому мастеру или технологу в отсутствии бурового мастера) непосредственно на буровой. Периодичность передачи оперативного диаграммного материала согласовывается с Заказчиком и оговаривается в Техническом задании. Как правило, диаграммы в функции времени передаются за долбление (рейс), диаграммы в функции глубин формируются за 100 - 1000 м (в зависимости от скорости бурения).

В аварийных ситуациях по требованию Заказчика персонал партии ГТИ выдает временные и глубинные диаграммы по необходимым интервалам.

8.5.4. Оформление и передача материалов ГТИ в контрольно-интерпретационную партию

Передача материалов ГТИ в КИП геофизического предприятия производится начальником партии ГТИ согласно внутреннего регламента геофизического предприятия. Рекомендуется передавать материалы в КИП еженедельно, если иное не оговаривается Заказчиком. Обязательной сдаче в КИП подлежат данные ГТИ на момент проведения очередного каротажа.

Обязательной сдаче в КИП подлежат следующие материалы:

• цифровой материал по скважине (или за интервал) на регламентированном типе носителя;
• рабочий журнал по скважине (Приложение М);
• результаты экспресс-анализов, проводимых непосредственно на скважинах проб шлама, керна, промывочной жидкости, пластового флюида (в случае их отбора опробователями на кабеле или испытателями на трубах);
• сведения о литологическом составе и коллекторских свойствах пород;
• сведения об интервалах с люминесценцией и повышенными газопоказаниями, с указанием процентного содержания и компонентного состава углеводородов;
• сведения об интервалах с повышенным содержанием нефти в пробах шлама по данным ИК-спектрометрии;
• сведения о прогнозируемом пластовом (поровом) давлении;
• рекомендации операторов с отметкой о их выполнении;
• заключение по результатам ГТИ о выделенных перспективных интервалах и характере их насыщения, включающие рекомендации на проведение последующих технологических операций (продолжение бурения, испытания в открытом стволе, отбор грунтов и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны и т. д.) (Приложение Р);
• диаграммы в масштабе глубин.

8.5.5. Обработка и интерпретация материалов ГТИ в контрольно-интерпретационной партии и передача материалов исследований Заказчику. Поступившие в КИП материалы ГТИ проходят следующие стадии обработки:

• архивирование первичной цифровой информации в функции времени, в функции глубины и глубины с «отставанием», а также всей сопутствующей информации, для последующего хранения, срок хранения может быть ограничен сроком жизни скважины; рекомендуется хранить информацию в КИПах не менее 5 лет; срок хранения копии информации у Заказчика определяется самим Заказчиком;
• оценка качества поступивших материалов;
• формирование единой базы данных в функции глубины;
• увязка данных ГТИ в функции глубин с глубинами по результатам ГИС;
• интерпретация данных ГТИ по перспективным интервалам с выделением продуктивных горизонтов и определением характера их насыщения;
• согласование сводных диаграмм ГТИ в масштабе глубин;
• составление сводных таблиц;
• составление отчета по скважине (Приложение Ж);
• направление отчета по скважине для комплексной интерпретации материалов ГИС;
• передача отчета по скважине Заказчику.

Оценка качества поступивших материалов ГТИ заключается в выявлении в записи информации сбойных участков, проверке наличия и сроков калибровок датчиков и газоаналитической аппаратуры, полноте сдаваемых материалов согласно п. 8.5.4 и т. д. Интервалы, охарактеризованные забракованными материалами, в дальнейшем рассмотрении и интерпретации не используются, хотя и могут привлекаться для восстановления последовательности технологических операций. Предприятия, проводящие ГТИ, должны иметь согласованные с Заказчиком Инструкции по оценке качества материалов ГТИ.

Интерпретация данных ГТИ проводится с помощью программного обеспечения интерпретации данных ГТИ с обязательным учетом всех результатов экспресс-анализов и сведений согласно п. 8.5.4 и заключений ГТИ и ГИС по предыдущим скважинам площади (месторождения), а также результатам ГИС по данной скважине (увязка по глубинам).

Конечным результатом интерпретации данных ГТИ является выделение продуктивных горизонтов и определение характера их насыщения, а также рекомендации (в случае необходимости) по проведению последующих технологических операций, направленных на уточнение выданных заключений (Приложение Р).

Составление сводных диаграмм в масштабе глубин проводится после увязки данных ГТИ и ГИС по глубинам. Сводные диаграммы оформляются в масштабе глубин 1:500 по всему стволу и в масштабе 1:200 в интервале детальных исследований ГИС. Сводная диаграмма обязательно включает в себя данные анализа проб шлама, данные газового каротажа и данные технологических исследований. Конкретная форма сводной диаграммы согласовывается с Заказчиком.

Составление сводных таблиц заключается в формировании таблицы технологических показателей по скважине (Приложение С) и таблицы показателей работы вахт бригады (Приложение Т), по которым специалисты Заказчика могут проводить анализ как технологического процесса углубления скважины, так и выполнение всех технологических операций строительства скважины конкретными вахтами буровой бригады.

Таблица технологических показателей (Приложение С) содержит построчно все технологические показатели как по отдельным рейсам, так и по сумме всех рейсов долотом одного диаметра, а также по скважине в целом.

В этой таблице содержится информация о применяемом оборудовании, типе и износе долот, результатах бурения с указанием средних значений режимных параметров, балансе времени по каждому рейсу и скважине в целом. Для наклонно-направленных и горизонтальных скважин включаются данные по траекторным параметрам скважины.

Форма отчета по скважине согласовывается в окончательном виде между Производителем и Заказчиком. Ниже даются рекомендации по согласованию отчета по скважине.

Отчет по скважине (Приложение У) должен содержать разделы:

• выделение продуктивных горизонтов и определение характера их насыщения;
• литологическое расчленение разреза скважины;
• график строительства скважины;
• баланс времени по строительству скважины;
• технологические показатели по скважине (Приложение С);
• выявленные осложнения и предаварийные ситуации и другие отклонения от ГТН (РТК);
• рекомендации различного характера и их выполнение буровой бригадой (Приложение Л);
• показатели работы вахт бригады (Приложение Т);
• сводная диаграмма (диаграммы) в функции глубин;
• заключение по результатам ГТИ о выделенных перспективных интервалах, включающее рекомендации на проведение последующих технологических операций (Приложение Р).

Примеры формирования диаграмм приведены в приложениях Ф, X, Ц.

Текстовая часть всех разделов Отчета по скважине в случае необходимости иллюстрируется графическими приложениями в виде фрагментов диаграмм в функции времени.

Форма Отчета по скважине согласовывается с Заказчиком и может претерпевать изменения в зависимости от функционального назначения скважины, количества решаемых задач и по другим причинам.

Отчет по скважине должен оформляться на бумаге стандартного формата с графическими приложениями. Отчет сброшюровывается и имеет титульный лист с данными по объекту исследований. Отчет подписывается начальником партии ГТИ и начальником КИП (старшим геологом экспедиции ГТИ), утверждается главным геологом предприятия, выполняющего ГТИ, и сдается Заказчику в оговоренные в контракте сроки. Второй экземпляр отчета по скважине остается в интерпретационной службе предприятия и используется при комплексной интерпретации материалов ГИС по скважине. По согласованию с Заказчиком возможно формирование единого комплексного заключения по скважине по данным ГТИ и ГИС.

Работы по ГТИ начинаются после получения «Заявки на проведение ГТИ» (Приложение Е) от Заказчика и включают несколько основных этапов.

8.6.1. Подготовительно-заключительные работы на базе

8.6.1.1. Подготовительные:

• получение от Заказчика необходимой информации о скважине;
• анализ проектных материалов на скважину с целью наиболее оптимального решения задач ГТИ;
• составление проектного геологического разреза, геологического задания для операторов-геологов, методического руководства для операторов-технологов по решению конкретных поставленных перед скважиной задач;
• составление проекта Технического задания (Приложение Д);
• согласование проекта Технического задания с Заказчиком;
• проверка, тестирование всего комплекса аппаратуры и оборудования;
• согласование Проекта установки станции ГТИ и монтаж датчиков на буровой (Приложение Ж);
• подготовку станции к транспортировке на буровую.

8.6.1.2. Заключительные:

• окончательное оформление материалов исследований после окончания бурения скважины, сдача их в КИП;
• оценка качества материалов исследований, интерпретация;
• составление совместно с КИП «Отчета по скважине»;
• сдача «Отчета по скважине» Заказчику;
• консервация станции (в случае необходимости), перед которой производится ревизия оборудования и аппаратуры и составляется акт о степени готовности станции к дальнейшей эксплуатации.

8.6.2. Транспортировка станции

Транспортировка станции ГТИ с базы на буровую и с буровой на базу производится, как правило, Заказчиком по условиям, оговоренным в договоре (контракте) на производство работ.

Общими требованиями при транспортировке станции ГТИ являются:

• при транспортировке по автомобильным дорогам - разрешение Государственной инспекции безопасности дорожного движения (ГИБДД) на транспортировку негабаритных транспортных средств;
• при транспортировке вертолетами (на подвеске) - наличие сертификата на подвесное устройство, которым должна быть оборудована станция ГТИ;
• нахождение персонала внутри станции ГТИ при ее транспортировке категорически запрещается.

8.6.3. Подготовительно-заключительные работы на буровой

8.6.3.1. Подготовительные:

• установка станции на буровой согласно «Проекта установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» (Приложение Ж);
• проверка готовности буровой к проведению ГТИ согласно «Типовым условиям на подготовку бурящихся скважин для проведения ГИРС» и «Дополнительным условиям на подготовку буровой к проведению геолого-технологических исследований» (Приложения 2,3 «Правил ГИРС»), «Техническим условиям на подготовку буровой к проведению ГТИ» (Приложение З настоящей Инструкции) и «Проекта установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» (Приложение Ж);
• подписание «Акта проверки готовности скважины к проведению ГТИ» (Приложение И);
• заземление станции на контур буровой;
• монтаж датчиков ГТИ, пневмолинии от дегазатора, силовых и информационных кабелей с соблюдением правил, изложенных в разделах 4.1, 4.2 и «Проекта установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» (Приложение Ж);
• подключение станции к сети (производится электриком буровой бригады в присутствии начальника партии);
• запуск станции, настройка, калибровка каналов регистрации, оформляемая актом калибровки;
• включение станции в работу.

8.6.3.2. Заключительные:

• оформление материалов исследований после окончания бурения скважины;
• демонтаж датчиков ГТИ, пневмолинии, информационных кабелей;
• отключение станции от сети (производится электриком буровой бригады в присутствии начальника партии);
• подписание «Акта выполнения работ по ГТИ» (Приложение К) и «Сведений о характере выданных рекомендаций» (Приложение Л);
• подготовка станции к транспортировке.

8.6.4. Производство работ

Производство работ по ГТИ осуществляется на основании Технического задания (Приложение Д) с соблюдением правил и рекомендаций, изложенных в разделах 8.1-8.5 настоящей Инструкции. Параллельно с компьютерной регистрацией информации дежурный оператор-технолог в обязательном порядке ведет «Рабочий журнал по проведению ГТИ» (Приложение М), который после окончания скважины сдается вместе со всеми материалами исследований в контрольно-интерпретационную партию.

При проведении работ необходимо производить:

• обязательный контрольный промер бурового инструмента перед отбором керна и проведением испытаний испытателем пластов на трубах с оформлением его двусторонним актом (буровая бригада-партия ГТИ);
• корректировку данных ГТИ по глубинам, как по результатам контрольного промера инструмента, так и по результатам промежуточных (привязочных) каротажей.

... Назад. | Содержание | Далее...