Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин, РД 153-39. (стр. 1 )

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Техническая инструкция

по проведению геолого-технологических исследований

нефтяных и газовых скважин

РД 153-39.

Дата введения

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН коллективом авторов в составе: - руководитель, ,

2 ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации.

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 01.01.2001 г. № 39 с 01.03.2001 г.

4 СОГЛАСОВАНО с Госгортехнадзором России письмом статс-секретаря-первого заместителя начальника Госгортехнадзора России № 02-35/332 от 26.10.99 г.

5 СОГЛАСОВАНО с Министерством природных ресурсов РФ письмом заместителя министра № ВМ-27/5096 от 27.10.99 г.

6 ВВЕДЕН впервые.

7 В настоящем документе реализованы требования Закона Российской Федерации "О недрах".

1 Область применения

Настоящий руководящий документ устанавливает единые правила проведения геолого-технологических исследований на предприятиях топливно-энергетического комплекса, независимо от форм собственности и ведомственного подчинения.

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.

ГТИ в бурящихся нефтяных и газовых скважинах проводятся в соответствии с "Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" и с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил эксплуатации электроустановок" и других действующих нормативных документов.

Настоящая Инструкция определяет цели и задачи службы ГТИ, область применения, организационную структуру, технические требования на подготовку скважин, рекомендуемые к применению комплексы исследования, вопросы техники безопасности при производстве работ.

В Инструкции приводятся основные условия производства работ, критерии оценки качества исследований, требования к оформлению результатов исследований и порядок передачи их Заказчику. Непосредственным Заказчиком у Производителя работ по ГТИ являются недропользователи или операторы, которым недропользователи передают работы по использованию недр (разведочные, добывающие предприятия, имеющие выданную в установленном порядке лицензию на осуществление соответствующих видов деятельности).

2 Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы следующие ссылки на следующие нормативные документы (далее - НД):

"Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", М., 1999 г.

"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", М., 1993 г.

"Правила эксплуатации электроустановок потребителей", М., "Энергоатомиздат", 1992 г.

"Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений", М., 1996 г.

РД 102-87 "Геолого-технологические исследования в процессе бурения", Уфа 1987 г.

"Методические указания по расчету норм и расценок на геофизические услуги в скважинах на нефть и газ (МУ ГИС-98)", утвержденным Минтопэнерго, Минприроды, РАО Газпром 1998 г.

3 Определения

4 Задачи и комплексы ГТИ

По целевому назначению основные задачи ГТИ подразделяются на: геологические, технологические, планово-экономические, научно-исследовательские (экспериментальные) и информационные.

4.1 Геологические задачи

•Оптимизация получения геолого-геофизической информации - выбор и корректировка:

- интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов;

- интервалов, методов и времени проведения изменяемой части обязательных детальных исследований ГИРС.

• Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза.

• Оперативное выделение пластов-коллекторов.

• Определение характера насыщения пластов-коллекторов.

• Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов.

•Контроль процесса испытания и определение гидродинамических и технологических характеристик пластов при испытании и опробовании объектов.

•Выявление реперных горизонтов.

4.2 Технологические задачи

• Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении.

•Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач.

• Распознавание и определение продолжительности технологических операций.

•Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот.

• Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом.

•Оптимизация спуско-подъемных операций (ограничение скорости спуска, оптимизация работы грузоподъемных механизмов).

• Контроль гидродинамических давлений в скважине.

•Контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД и АВПоД.

• Контроль спуска и цементирования обсадной колонны.

•Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.

• Диагностика работы бурового оборудования.

4.3 Планово-экономические задачи

• Определение технико-экономических показателей бурения.

• Определение баланса времени работы вахты, буровой бригады (буровой установки).

• Подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм оперативной отчетности за вахту, рейс, сутки и по скважине в целом.

4.4 Научно-исследовательские (экспериментальные) задачи

•Проведение планируемых экспериментов с целью построения и уточнения моделей отдельных технологических процессов и свойств горных пород.

•Документирование испытаний новых технико-методических средств и технологий.

4.5 Информационные задачи

•Передача по требованию Заказчика геолого-технологической информации по каналам связи.

• Сбор, обработка и накопление геолого-технологической информации в виде базы данных для ее дальнейшего использования.

4.6 Комплексы исследований

4.6.1 Геолого-технологические исследования включают в себя обязательный и дополнительный комплексы. Состав комплексов ГТИ, перечень подлежащих выполнению работ, количество и перечень измеряемых параметров оговариваются Заказчиком при заключении контракта.

Комплексы ГТИ при бурении скважин различного назначения приведены в приложениях А, Б, В (стр. 40, 41, 42).

Применяемые методы исследований и измерения при выполнении комплексов ГТИ для различных категорий скважин приведены в приложении Г, стр. 43.

4.6.2 Объемы обязательного и дополнительного комплексов ГТИ зависят от задач, подлежащих решению, утвержденной проектно-сметной документации на строительство скважины и "Технического задания на проведение ГТИ" (далее - Технического задания), утверждаемого руководством Заказчика и Производителя и являющегося неотъемлемой частью контракта (договора) на проведение ГТИ (Приложение Д, стр. 45).

5 Взаимоотношения между Заказчиком и Производителем ГТИ

5.1 Правовое регулирование договорных отношений Заказчика и Производителя, являющихся хозяйствующими субъектами, а также разрешение споров общего и экономического характера между ними осуществляется в соответствии с нормами Гражданского кодекса Российской Федерации.

5.2 При проведении ГТИ необходимо выполнение "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (Москва, 1999).

5.3 Заказчик, имеющий в качестве Производителя ГТИ собственные структурные подразделения, не являющиеся юридическим лицом, регулирует взаимоотношения с ними на основе внутреннего корпоративного "Положения" ("Регламента"), реализующего требования настоящей Инструкции и несет ответственность за выполнение ее требований.

5.4 Разрешение споров между Заказчиком и Производителем, вызванных не обеспечением одной из сторон требований и условий настоящей Инструкции по получению информации о недрах (или продукции при использовании недр), проводится с участием органов управления фондом недр, выдавших лицензию на недропользование.

5.5 ГТИ выполняются по составляемым на основе договора конкретным заявкам Заказчика подразделениями Производителя.

5.6 Основные обязанности и функции Заказчика ГТИ

5.6.1 Заказчик на основании материалов ГТИ осуществляет контроль строительства скважины выполнением требований настоящей Инструкции непосредственно на буровой во время исследований (через своего ответственного представителя или свою супервайзерскую службу), а также путем взаимодействия геологической и технологической служб Заказчика с интерпретационной службой и техническим руководителем Производителя.

5.6.2 Заказчик не может использовать при проводке скважин технологии, исключающие выполнение обязательного комплекса ГТИ либо снижающие их информативность.

5.6.3 Заказчик за 10 дней до начала исследования скважин представляет Производителю "Заявку на проведение ГТИ" (Приложение Е).

5.6.4 Перед началом работ Заказчик согласовывает с Производителем и утверждает индивидуальный проект монтажа датчиков ГТИ на буровой установке или уточняют типовой "Проект установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой" (пример приведен в приложении Ж) в соответствии с особенностями Контракта и Технического задания.

Для непосредственного монтажа датчиков Заказчиком привлекается бригада вышкомонтажников или пуско-наладочная вахта в присутствии ответственного представителя службы ГТИ Производителя.

После монтажа датчиков и опрессовки датчиков, работающих под давлением, ответственными представителями Заказчика и Производителя согласно "Техническим условиям на подготовку буровой к проведению геолого-технологических исследований" (Приложение З) подписывается "Акт проверки готовности скважины к проведению ГТИ" (Приложение И).

5.6.5 Обязательства Заказчика перед Производителем в целях обеспечения условий получения наиболее полного объема геолого-геофизической и технологической информации по скважине и оперативное использование ее с целью решения геологических и технологических задач в оптимальные сроки без осложнений скважины согласовываются в Техническом задании.

5.6.6 Заказчик по согласованию с Производителем определяет в Техническом задании перечень информации, необходимой для составления службой Производителя прогнозных геолого-технологических материалов.

5.6.7 Для обеспечения требований Инструкции и Технического задания Заказчик через своих представителей на буровой во время проведения ГТИ обязан:

• своевременно предоставлять партии ГТИ необходимую информацию:

- материалы геолого-технологических и геофизических исследований, структурные и геологические построения, каменный (в виде шлама и керна) материал, по близлежащему к скважине району;

- об изменении технологических параметров бурового оборудования и бурильного инструмента (компоновка бурильной колонны, оснастка, забойный двигатель, втулки насоса и т. д.);

- об изменении параметров бурового раствора;

- о сроках и видах ремонтных работ, об отключении электроэнергии и простоях;

- о длине бурильного инструмента, заходе ведущей трубы;

- о типе долота, количестве и диаметрах насадок долота;

- а также иную информацию необходимую для решения поставленных задач.

• немедленно выходить на связь с оператором при получении вызова по переговорному устройству;

• выходить на связь с персоналом партии ГТИ во всех случаях выхода технологического процесса за установленные границы с целью совместного выявления ситуации в кратчайшее время;

• не допускать повреждения датчиков, кабелей и другого оборудования станции ГТИ, смонтированного на буровой установке;

•по требованию оператора производить необходимые манипуляции с буровым оборудованием для проверки и калибровки датчиков, установленных на буровой;

•по рекомендации оператора изменять параметры режима бурения, прекращать или продолжать бурение, если в Техническом задании включены работы по оптимальному управлению бурением;

•расписываться в вахтовом журнале об ознакомлении с рекомендациями оператора станции ГТИ, занесенными в вахтовый журнал в связи с отказом их выполнения;

•проводить необходимые тестирующие операции для подтверждения факта наличия предаварийной ситуации.

5.6.8 По окончании работ на буровой ответственные представители Заказчика на месте работ подписывают "Акт выполнения работ по ГТИ" (Приложение К) и "Сведения о характере выданных рекомендаций" (пример приведен в приложении Л).

5.6.9 При одновременном проведении на буровой различных видов работ Заказчик осуществляет координацию всех работ и обеспечивает отсутствие взаимных помех между Производителями ГИРС.

5.7 Основные требования к выполнению работ по ГТИ

5.7.1 Производитель ГТИ должен выполнять работы по поступающим от Заказчика заявкам в соответствии с:

•условиями договора (контракта) с Заказчиком, включая необходимые приложения к нему;

• проектной документацией, предоставляемой Заказчиком;

•требованиями "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" и настоящей Инструкции;

•требованиями нормативно-технической документации по охране труда, технике безопасности, охране окружающей среды.

5.7.2 Регистрация данных ГТИ осуществляется в цифровом виде под компьютерным управлением и контролем. Аналоговая регистрация первичных данных не допускается.

5.7.3 ГТИ проводится с помощью аппаратуры и оборудования, допущенных к применению в установленном порядке. Экспериментальные образцы допускаются к применению по согласованию Заказчика и Производителя ГТИ.

5.7.4 Применяемая аппаратура, оборудование и технология должны иметь эксплуатационную документацию.

5.7.5 Внесение каких-либо изменений в конструкцию аппаратуры и оборудования допускается только при их согласовании с организацией-разработчиком.

5.7.6 Аппаратура и оборудование, отработавшие установленный ресурс или срок эксплуатации, допускаются к дальнейшей эксплуатации только на основании акта испытаний, проведенных созданной для этих целей комиссией, в котором устанавливается срок повторных испытаний.

5.7.7 К проведению измерений при ГТИ допускается аппаратура, прошедшая метрологическую поверку (калибровку).

5.7.8 Исполнитель ГТИ должен располагать системой базового и полевого (скважинного) метрологического обеспечения методов и аппаратуры ГТИ.

5.7.9 Производитель ГТИ должен иметь в составе собственных интерпретационных подразделений возможность контроля качества и объективности получаемых материалов ГТИ.

5.7.10 К работе на станциях ГТИ допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и проверку знаний по основным и совмещаемым профессиям.

5.7.11 Перед началом работ на буровой начальник партии обязан провести инструктаж членов буровой бригады по правилам проведения ГТИ, касающимся вопросов монтажа датчиков ГТИ, взаимодействия персонала партии ГТИ и членов буровой бригады при осложнениях и отклонениях от заданных режимно-технологической картой (РТК) параметров с регистрацией факта проведения инструктажа в журнале "Инструктаж на рабочем месте" под роспись всех инструктируемых.

5.7.12 Обо всех случаях предаварийных ситуаций и отклонений регистрируемых параметров от проектных согласно требованиям настоящей Инструкции и согласованного с Заказчиком Технического задания операторы станции ГТИ должны информировать представителей Заказчика на буровой и членов буровой бригады.

5.7.13 В случае невыполнения членами буровой бригады рекомендаций по предотвращению аварийной ситуации, старший по смене оператор станции ГТИ обязан сделать соответствующую запись в вахтовом журнале буровой бригады и после этого выйти на связь с представителем Заказчика (в случае его отсутствия на скважине).

6 Требования к производителю ГТИ

6.1 Основные требования по обеспечению качества исследований

6.1.1 Производитель ГТИ должен иметь выданную в установленном порядке лицензию на осуществление этого вида работ.

6.1.2 К проведению работ по ГТИ допускаются лица, имеющие высшее техническое образование или среднее специальное образование.

6.1.3 Работы по ГТИ производятся непрерывно с использованием соответствующего оборудования.

6.1.4 Выполнение обязательного комплекса ГТИ (см. раздел 4.6) и уровень качества получаемого материала контролируется Заказчиком и собственной службой контроля качества Производителя.

6.2 Структура службы ГТИ

6.2.1 Служба ГТИ создается в составе предприятий, имеющих лицензию на геофизические работы по изучению земных недр.

Основным производственным звеном этой службы является партия, состоящая из одного и более отрядов. Количество создаваемых партий (отрядов) определяется объемом выполняемых работ.

6.2.2 Если число отрядов в партии достигает 5 (и более), рекомендуется их выделение в экспедицию.

Экспедиция обеспечивает организацию работ, входящих в ее состав партий (отрядов), осуществляет руководство и контроль за их деятельностью.

6.2.3 В составе экспедиции рекомендуются следующие структурные подразделения:

• производственные партии (отряды);

• ремонтно-эксплуатационный участок;

• стационарная лаборатория;

• партия обработки и интерпретации материалов ГТИ (КИП).

Ремонтно-эксплуатационный участок обеспечивает ремонт, техническое обслуживание, наладку, метрологические поверки, тарировку и калибровку датчиков, приборов и комплексов, предназначенных для исследования скважин.

Стационарная лаборатория проводит контрольные замеры и дополнительные исследования шлама, проб пластовых флюидов и бурового раствора, доставляемых со скважины, а также анализ проб флюидов, отобранных в результате испытания или опробования пластов.

КИП осуществляет приемку от партий (отрядов) первичных материалов, их обработку и интерпретацию.

6.3 Рекомендуемые нормативы численности службы ГТИ

Численный состав структурных подразделений и партии ГТИ, а также квалификационные требования к персоналу определяются согласно МУ ГИС-98.

Согласно МУ ГИС-98 рекомендуемый численный состав производственной одноотрядной партии:

• геолого-технологических исследований - 11 человек;

• геолого-геохимических исследований - 9 человек;

• технологических исследований - 7 человек.

6.4 Требования правил техники безопасности и охраны труда

6.4.1 ГТИ должны выполняться с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Правил безопасности электроустановок", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (раздел 26), распоряжений, постановлений органов государственного надзора и других действующих нормативных документов, утвержденных федеральными ведомствами, и согласованных с органами профессиональных союзов работников соответствующих отраслей.; с учетом требований безопасности, предусмотренных эксплуатационной документацией на используемые аппаратуру, оборудование, технологии.

6.4.2 При контроле технологического процесса строительства скважины должны выполняться следующие условия, обеспечивающие своевременное распознавание предаварийных ситуаций и предотвращение выбросов и открытых фонтанов:

• обязательная промывка скважины перед подъемом инструмента в течение времени, превышающего расчетное время выхода забойной пачки (величину расчетного "отставания") в 1,5 раза;

• предупреждение буровой бригады о факте повышения содержания углеводородных и других газов в газовоздушной смеси, извлеченной из дегазатора принудительного действия.

Подъем инструмента производится с обязательным контролем долива скважины и вычислением притока (поглощения).

Если приток (поглощение) превысит 0,5 м3, необходимо дать рекомендацию на прекращение подъема и восстановление циркуляции до выхода забойной пачки газа.

Все выдаваемые рекомендации фиксируются в "Рабочем журнале по проведению ГТИ" (пример приведен в приложении М).

Буровая бригада предупреждается обо всех случаях выхода контролируемых параметров за пределы заданных коридоров значений (затяжки, посадки, промывы инструмента, поглощения, притоки бурового раствора, подклинки долота и т. п.) с целью своевременного обнаружения отклонения технологического процесса от нормы как за счет осложнения скважины, так и за счет предаварийного состояния бурового инструмента и оборудования.

В случае возникновения аварии, план ее ликвидации, составленный Заказчиком, должен регламентировать взаимоотношения персонала партии ГТИ и буровой бригады и обмен информацией между ними при ликвидации аварии.

7 Технические средства ГТИ

7.1 Компьютеризированная станция ГТИ

Компьютеризированная станция ГТИ предназначена для реализации комплексов исследований, указанных в разделе 4.6.

Граничные значения технических характеристик аппаратуры и оборудования станции ГТИ, указанные в данной Инструкции, отражают достигнутый к настоящему времени отечественный и зарубежный технический уровень. Соответствие этим характеристикам обеспечивает наряду с другими факторами решение поставленных перед геолого-технологическими исследованиями задач.

В случае возникновения в ходе проведения ГТИ требований, обусловленных изменением круга решаемых задач или особенностями конкретных геолого-технических условий проводки скважины, возможно применение других, соответствующих им технических средств. Условия проведения работ, комплекс решаемых задач при этом являются предметом соглашения между Заказчиком и Производителем. Применяемые технические средства не должны нарушать требования настоящей Инструкции.

7.2 Общее описание станции

7.2.1 Компьютеризированная станция ГТИ представляет собой информационно-измерительную и аналитическую систему, предназначенную для непрерывного получения геолого-технологической информации на всех этапах строительства скважины.

7.2.2 Источниками информации при реализации ГТИ являются:

• геологические материалы, переданные Заказчиком;

• образцы горных пород (шлам, керн);

• пробы бурового раствора;

• циркулирующий буровой раствор;

• технологические параметры процесса проводки скважины;

• характеристики и состояние элементов бурового оборудования.

7.2.3 В процессе проведения ГТИ выполняются следующие виды работ, измерений и исследований:

•эпизодический отбор, подготовка и анализ образцов горных пород шлама (керна - по отдельному заказу);

• эпизодический отбор и анализ проб бурового раствора;

• непрерывное измерение параметров бурового раствора устанавливаемыми в циркуляционной системе соответствующими датчиками;

• извлечение из части циркулирующего бурового раствора углеводородных и неуглеводородных газов путем непрерывной принудительной дегазации;

• подача извлеченной ГВС на непрерывный и эпизодический газовые анализы;

•непрерывный анализ ГВС на суммарное содержание УВ газов, а также на содержание метана и тяжелых углеводородов (С2 - С6), а по отдельному заказу - на содержание сероводорода, водорода, кислорода, углекислого газа, паров воды и т. п.;

•циклический (с периодом не более 3-х минут) покомпонентный газовый анализ на метан, этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан с помощью хроматографа;

•циклический (с периодомсекунд) покомпонентный газовый анализ на С1 - С6 и неуглеводородные газы (азот, кислород, углекислый газ, сероводород, водород, пары воды, гелий, аргон) с помощью масс-спектрометра по отдельному заказу;

•автоматическое измерение технологических параметров процесса бурения устанавливаемыми на буровом оборудовании соответствующими датчиками;

•автоматическая регистрация результатов измерений и обработка информации с помощью компьютеров;

•визуализация получаемой информации на мониторах компьютеров в станции ГТИ, на пульте бурильщика, на компьютерах бурового мастера и супервайзера;

•интерпретация полученной технологической и геолого-геохимической информации;

•представление информации Заказчику на согласованных типах носителей, включая бумажный.

7.2.4 Для выполнения перечисленных измерений и исследований станция ГТИ комплектуется соответствующим оборудованием и аппаратурой.

7.3 Аппаратура и оборудование для геологических исследований

7.3.1 Общие требования

Аппаратура и оборудование должны обеспечивать проведение отбора шлама, подготовку к исследованиям, изучение образцов шлама и керна визуально-инструментальными методами с целью определения литологических характеристик и обнаружения признаков углеводородов.

Состав оборудования:

7.3.2 Устройство для отбора шлама (лоток), помещаемое в открытую часть желоба. Размеры: 350´200´200 мм с отверстиями диаметром 3 мм, расположенными через 30 мм друг от друга. На бортах устройства для отбора шлама имеются проушины для крепления устройства к желобу.

7.3.3 Термовакуумный дегазатор для полного извлечения из шлама, керна и бурового раствора свободного и растворенного газа:

•время дегазации пробы шлама, керна или раствора: не более 15 мин;

• объем пробы - до 250 см3;

• степень извлечения газа - не менее 90%.

7.3.4 Бинокулярный микроскоп:

• 100-кратное увеличение;

• регулируемая интенсивность освещения;

• регулируемый и фокусируемый дополнительный свет для наблюдений образцов.

7.3.5 Аналитические весы

Тип - электронные.

Диапазон измерений не менее г.

Погрешность: не более ±5 мг.

7.3.6 Карбонатомер

Единица измерения - %.

Диапазон измерений % объем.

Погрешность - не хуже ±1% объем.

Представление данных - в виде кривой давления СО2 с записью на диаграммной ленте, цифровом индикаторе или в виде цифровой регистрации на компьютере.

7.3.7 Сита для фракционного анализа шлама (как минимум два набора)

Размеры ячеек (мм): 0,063; 0,125; 0,250; 1,00; 2,00; 5,00.

7.3.8 Устройство для сушки с терморегулятором

Должна обеспечиваться сушка не менее 4 образцов шлама одновременно.

7.3.9 Ультрафиолетовый осветитель для качественного изучения образцов шлама в широком диапазоне УФ-излучения.

Тип - УФ лампа с длиной волн от 300 до 365 нм.

7.3.10 Аппаратура для капельно-хроматографического люминесцентно-битуминологического анализа.

Тип УФ лампы - ртутно-вольфрамовая (кварцевая) с длиной волны 365 нм.

7.3.11 Аппаратура количественного определения нефтенасыщенности горных пород методом инфракрасной спектрометрии (определение растворимых углеводородов).

Тип - ОНИКС-ГП1 (определитель нефтенасыщенности ИК-спектро-метрический для горных пород).

Единица измерения - мг/дм3.

Диапазон измерений - 0,,9 мг/дм3.

Предел основной абсолютной погрешности измерения - ±(1,0+0,03С) мг/дм3,

где С - текущее значение измеряемой концентрации.

7.4 Оборудование (датчики) для автоматического измерения параметров бурения

Каждый датчик должен обеспечивать измерение соответствующего параметра с указанной точностью и иметь на выходе цифровой или стандартный аналоговый сигнал.

Используются следующие датчики:

7.4.1 Датчик положения талевого блока (глубиномер)

Используется для определения: положения тальблока относительно стола ротора, положения долота в скважине относительно забоя, глубины скважины, механической скорости проходки скважины, скорости спуско-подъемных операций.

Методы измерения:

• основной - измерение углового перемещения вала барабана буровой лебедки.

Используемый датчик: угловой преобразователь положения вала лебедки в дискретные сигналы импульсов глубины. Требуется коррекция вычисляемого параметра на изменение диаметра барабана лебедки при смотке (намотке) троса.

•дополнительный - измерение скорости вращения тихоходного ролика кронблока (второго от неподвижного ролика ветви "мертвого" конца талевой системы).

Используемый датчик: угловой преобразователь положения ролика кронблока в дискретные сигналы импульсов глубины или в непрерывную фазовую последовательность. Коррекция не требуется.

Единица измерения - м.

Диапазон измерений положения тальблока относительно стола ротора м.

Погрешность - не хуже 0,01 м.

Разрешение - не хуже 0,01 м.

7.4.2 Датчик веса на крюке

Используется для определения "кажущейся" нагрузки на долото.

Методы измерения:

•основной - вес на крюке определяется путем измерения натяжения неподвижного ("мертвого") конца талевой системы.

Используемый датчик: тензометрический датчик веса инструмента, подвешиваемый на канат неподвижного конца талевой системы.

Единица измерений - тс.

Диапазон измерений тс (устанавливается в зависимости от грузоподъемности буровой установки, и оснастки талевой системы: тс; тс; тс; тс; тс; тс; тс).

Погрешность - не хуже ±1%.

Разрешение - не хуже 0,1 тс.

• дополнительный - вес на крюке определяется по углу поворота первого (неподвижного) ролика кронблока, связанного с неподвижным концом талевой системы за счет растяжения неподвижной ветви талевой системы, на угол до°.

Используемый датчик: датчик угла поворота с прижимным роликом, за счет которого угол поворота непосредственно датчика увеличивается до °. Установка датчика веса на кронблоке целесообразна только при установке на кронблоке датчика глубины.

Допускается измерение веса на крюке методом измерения давления масла (жидкости) в системе гидравлического индикатора веса (ГИВ) инструмента по согласованию с Заказчиком.

Примечание - В некоторых случаях целесообразна установка двух датчиков веса (второй - с большей разрешающей способностью) для более достоверной оценки величины нагрузки на долото.

7.4.3 Датчик давления бурового раствора в нагнетательной линии

Измерения давления бурового раствора в нагнетательной линии (независимо от собственной системы измерения давления на буровой установке).

Единица измерения - МПа.

Диапазон измерений - 0-25, 0-40 МПа.

Погрешность - не хуже ±1%.

Разрешение - не хуже 0,1 МПа.

7.4.4 Датчик давления бурового раствора в обсадной колонне (затрубное давление)

Измеряется давление в колонне при закрытом превенторе.

Единица измерения - МПа.

Диапазон измерений МПа.

Погрешность - не хуже ±1%.

Разрешение - 0,25 МПа.

7.4.5 Счетчик ходов насоса

Измерение числа ходов в минуту для каждого насоса и получение входных данных для расчета производительности насоса.

Единица измерения - ход/мин.

Диапазон измерений ход/мин.

Погрешность - не хуже ±1%.

Разрешение - 1 ход/мин.

7.4.6 Датчик расхода бурового раствора на входе

Измерение объемного расхода бурового раствора нагнетаемого в скважине.

Методы измерения:

• основной - измерение расхода ультразвуковым накладным расходомером в нагнетательной линии высокого давления (без врезки).

Единица измерения - л/с.

Диапазон измерений л/с.

Погрешность - не хуже ±2,5%.

Разрешение - 1 л/с.

•дополнительный - электромагнитный расходомер в нагнетательной линии или во всасывающих линиях насоса (для электропроводящих растворов).

7.4.7 Датчик расхода бурового раствора на выходе (индикатор)

Методы измерения:

•основной - расходомер-уровнемер поплавкового типа с регистрацией угла поворота оси подвеса. Устанавливается в выкидной линии (желобе) на выходе из скважины.

Единица измерения - %.

Диапазон измерений %.

Данный тип расходомера калибруется от расхода на входе.

•дополнительный - ультразвуковой накладной расходомер на разъемном устье или на заполненном участке выкидной трубы.

7.4.8 Датчик уровня бурового раствора

Используется для расчета объема раствора в каждой емкости и суммарного объема в емкостях.

Непрерывно замеряются уровни:

• в рабочих емкостях (от 2 до 6);

• в доливочной емкости;

• в емкости под виброситом.

Принципы измерения:

• по перемещению поплавка;

• дифманометрический;

• ультразвуковой.

Единица измерения - м.

Диапазоны измерения ,0 м; 0 - 5,0 м.

Погрешность - не хуже ±1,0%.

Разрешение - не хуже 0,01 м.

Примечание - Для повышения достоверности измерений при проводке скважин в сложных условиях возможна установка дублирующих уровнемеров с разными принципами измерения.

7.4.9 Датчик плотности бурового раствора на входе в скважину

Метод измерения - в приемной емкости вблизи всасывающих патрубков и в нагнетательной линии насосов.

Единица измерения - г/см3.

Диапазон измерений - 0,8 - 2,5 г/см3.

Погрешность - ±1%.

Разрешение - 0,01 г/см3.

Принципы измерения в приемной емкости:

• дифманометрический;

• вибрационный;

• весовой.

Принцип измерения в нагнетательной линии - радиоактивный (гамма-плотномер).

7.4.10 Датчик плотности бурового раствора на выходе из скважины

Метод измерения - в выходящем потоке до контакта с атмосферой и в желобе до вибросита.

Единица измерения - г/см3.

Диапазон измерений - 0,8 - 2,5 г/см3.

Погрешность - ±1%.

Разрешение - 0,01 г/см3.

Принципы измерения в выходящем потоке до контакта с атмосферой:

• дифманометрический;

• радиоактивный.

Принципы измерения в желобе:

• дифманометрический;

• вибрационный;

•весовой.

Примечание - Измерение плотности бурового раствора как на входе в скважину, так и на выходе из нее рекомендуется производить путем отбора части раствора (0,2 - 0,5 л/с) специальными насосами и определения плотности гидростатическим методом на базе 0,5 - 1,0 м.

7.4.11 Датчик температуры бурового раствора

Температура бурового раствора измеряется на входе в скважину в приемных емкостях буровых насосов и на выходе из скважины на участке выкидной трубы (желоба) от устья до вибросита.

Единица измерения - °С.

Диапазон измерений °С.

Погрешность измерений - не хуже ±1%.

Разрешение - 0,2 °С.

Постоянная времени: на входе - до 15с;

на выходе - до 2 с.

7.4.12 Датчик скорости вращения ротора (при роторном бурении)

Методы измерения:

• измерение скорости вращения элементов трансмиссии привода ротора;

• измерение скорости вращения ведущей трубы ("квадрата").

Единица измерения - об/мин.

Диапазон измерений об/мин.

Погрешность измерений - не хуже ±1 об/мин.

Разрешение - 1 об/мин.

Принципы измерения:

• тахометрический;

• оптический.

7.4.13 Датчик вращающего момента на роторе (при роторном бурении)

Методы измерения:

• усилие, передаваемое ротором подроторному основанию (для буровых с дизельным приводом);

• сила тока приводного электродвигателя (для буровых установок с электроприводом).

Единица измерения - тс·м.

Диапазон измерений ,0 тс·м.

Погрешность измерений - не хуже ±2,5%.

Разрешение - 0,2 тс·м.

Принципы измерения:

• датчик давления или тензодатчик для измерения натяжения приводной цепи;

• эффект Холла для измерения величины тока.

7.4.14 Датчик положения клиньев

Метод измерения - косвенный, по изменению давления в воздушной магистрали, управляющей приводом клиньев.

Диапазон измерений атм.

7.4.15 Датчик электропроводности бурового раствора на входе и выходе скважины

Единица измерения - Ом·м.

Диапазон измерений Ом·м.

Погрешность измерений - не хуже ±2,5%.

Разрешение - 0,1 Ом·м.

7.4.16 Датчик объемного газ о содержания раствора (индикатор)

Измерение содержания любого свободного газа (включая воздух) в буровом растворе, выходящем из скважины.

Метод измерения - акустический, принцип действия - поглощение ультразвука между излучателем и приемником, погруженными в буровой раствор.

Единица измерения - % объемные.

Диапазон измерений % объемн.

Разрешение - 0,1 % объемн.

7.5 Аппаратура и оборудование для газового анализа бурового раствора, керна и шлама

7.5.1 Общие требования

Газоаналитическая аппаратура и оборудование должны обеспечивать:

• непрерывную дегазацию части бурового раствора;

• транспортировку ГВС в станцию ГТИ для дальнейшего анализа;

• непрерывное определение содержания в выделенной ГВС метана, тяжелых углеводородов (С2 - С6) и суммы углеводородов;

• циклическое (с периодом не более 3 мин) покомпонентное определение углеводородов C1 - С5 с изомерами;

•эпизодическое (по мере отбора проб) определение удельного (на единицу объема) газосодержания углеводородных газов в образцах шлама, керна и бурового раствора после их термовакуумной дегазации. Дополнительно могут измеряться концентрации азота, кислорода, углекислого газа, водорода, сероводорода, гелия, аргона, паров воды.

Обязательным является наличие следующей аппаратуры:

• дегазатор непрерывного действия;

• система транспортировки и очистки газовоздушной смеси;

• суммарный газоанализатор для определения содержания горючих газов;

•покомпонентный газоанализатор циклического действия (хроматограф или масс-спектрометр);

• термовакуумный дегазатор эпизодического действия для полного извлечения газовой смеси из раствора, шлама и керна.

При этом должны выделяться следующие три вида однофункциональных систем, каждая из которых в отдельности характеризуется своими показателями назначения, определяемыми решаемыми с помощью этих систем основными задачами:

1) Система обнаружения суммарного содержания горючих газов в буровом растворе, выходящем из скважины, состоящая из дегазатора непрерывного действия, транспортирующей линии, суммарного газоанализатора и вакуумного насоса.

Решаемые с помощью системы задачи:

•обнаружение выхода аномальной по газосодержанию пачки бурового раствора на устье скважины;

•оценка величины газосодержания горючих газов в буровом растворе.

Основные показатели назначения системы:

• время реакции системы на аномальное более чем в два раза увеличение газонасыщенности раствора (постоянная времени) - не более 5 мин;

•разрешающая способность по удельной газонасыщенности раствора - не более 0,02 см3/л.

2) Система циклического анализа покомпонентного состава газа.

Оборудование для циклического анализа газа, состоящее из дегазатора, транспортирующей линии, вакуумного насоса и компонентного газоанализатора с постоянным циклом анализа. Решаемые задачи:

• выделение перспективных на нефть и газ объектов;

• поинтервальная оценка характера насыщения вскрываемого при бурении разреза.

Основным требованием, предъявляемым к системе, является обеспечение выделения газовой аномалии, обусловленной поступлением газа за счет разбуривания продуктивного нефтяного или газового объекта, величина которой превышает уровень фоновой газонасыщенности не менее, чем в 2 раза.

Показатели назначения для этой системы определяются комплексным соотношением следующих параметров: скоростью проходки, диаметром скважины, расходом бурового раствора, величиной фоновой газонасыщенности, величиной газового фактора, пластовым давлением, дифференциальным давлением и рядом других факторов. Конкретные критерии и методики их определения рассматриваются в "Методическом руководстве по проведению геолого-технологических исследований".

3) Система анализа удельного газосодержания эпизодически отбираемых проб бурового раствора и шлама.

Оборудование для эпизодического анализа проб бурового раствора, шлама и керна состоит из термовакуумного дегазатора эпизодического действия и покомпонентного газоанализатора для анализа проб полученной газовой смеси (хроматограф или масс-спектрометр).

Решаемые задачи:

• оценка характера насыщения разреза по данным исследования шлама;

•калибровка непрерывно работающего дегазатора для определения степени его дегазации. Основные требования:

• степень извлечения газовой смеси из бурового раствора, керна и шлама - не менее 90%;

• время дегазации пробы раствора, керна или шлама - не более 15 минут;

• общее время анализа после отбора пробы - не более 30 минут.

7.5.2 Требования к аппаратуре и оборудованию, применяемому для газового анализа

7.5.2.1 Дегазатор для непрерывной дегазации бурового раствора

Дегазация осуществляется путем непрерывного извлечения газовой смеси из части потока бурового раствора на выходе из скважины.

Основными требованиями к дегазатору являются: постоянство степени дегазации (коэффициента дегазации) по всем углеводородным компонентам, насыщающим буровой раствор и высокие значения (не менее 30% по отношению к ТВД) степени дегазации.

Тип дегазатора:

• основной - вихревой с прокачиванием части бурового раствора насосом через дегазатор с обеспечением постоянства расхода (не менее 0,2 л/с). Степень дегазации газа из раствора не менее 70% (по отношению к ТВД).

•дополнительный - с принудительной дегазацией за счет использования дробления потока шнековыми и лопастными устройствами центробежного типа (как вариант - стандартизированный за рубежом аэрационный дегазатор).

7.5.2.2 Пневматическая линия для транспортировки газовоздушной смеси Основные характеристики:

•Материал - с низкой сорбирующей способностью к тяжелым углеводородным компонентам (рекомендуется - фторопласт и другие несорбирующие пластмассы, нержавеющая сталь; применение полиэтилена запрещается).

• При температуре окружающей среды ниже +5° С рекомендуется применение обогреваемой пневмолинии, при этом ее температура не должна быть ниже температуры выходящего из скважины бурового раствора.

7.5.2.3 Суммарный газоанализатор

Измерение метана, тяжелых углеводородов (Т. У.) и суммарной концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси, извлеченной путем непрерывной дегазации из бурового раствора.

Единица измерения - % объемные.

Диапазон:

• 0,0% объемных по метану;

•0,01 - 20% объемных по Т. У.;

Погрешность - не хуже ±5% относительных.

Принцип измерения - инфракрасный абсорбционный метод.

Примечания:

1 В порядке исключения на срок не более года с момента ввода в действие настоящей Инструкции допускается применение суммарного газоанализатора с детектором термокаталитического сжигания горючих газов (пелисторного типа), имеющего низкий верхний предел измерения (до 5% объемн.) и различную чувствительность к углеводородам.

2 Применение детекторов по теплопроводности в суммарных газоанализаторах запрещается.

3 Рекомендуется осуществлять переход на комбинированную газоаналитическую систему (КГС), позволяющую определять наряду с углеводородными и другие газы (водород, кислород, углекислый газ, пары воды и т. д.).

7.5.2.4 Покомпонентный газоанализатор

Циклическое измерение концентрации углеводородных газов с изомерами.

Диапазон измерений: 0,005% - 20% объемных;

Разрешение: 0,003 объемных %.

Погрешность - не хуже ±5% относительных.

Минимально обнаруживаемые соотношения компонентов:

•С1/С;

•С1/С

Время цикла измерения (не более):

• 3 мин для измерения C1 - С5;

• 1,5 мин для измерения C1 - С3.

Принцип измерения - хроматографический.

Примечание - В случае проведения геолого-технологических исследований в условиях, требующих более быстрого цикла анализа, а также определения неуглеводородных газов, рекомендуется применение масс-спектрометра с циклом анализа не болеес.

7.6 Оборудование общего назначения

К оборудованию общего назначения относятся:

•инструменты и технические средства, необходимые для техобслуживания станции и осуществления производственных операций;

• система подогрева воды для работы со шламом;

• система связи с постом бурильщика;

• кресла операторов, шкафы, диваны, ящики, полки и т. п.;

•вспомогательные технические средства, предназначенные для осуществления суммарного и покомпонентного анализов газа: вакуумный насос, воздушный компрессор, устройство для очистки воздуха и т. п.;

•технические средства, необходимые для калибровки измерительных приборов: калибровочная газовая смесь в баллонах, баллоны с метаном, задатчики давления (на диапазоны 0-0,1 МПа и 0-40 МПа), эталонные жидкости (с диапазоном плотностей от 0,8 до 1,3 г/см3);

• печь СВЧ;

• вытяжной шкаф.

7.7 Компьютеризированный аппаратно-программный комплекс станции ГТИ

Аппаратно-программный комплекс станции ГТИ предназначен для регистрации и визуализации измеряемых параметров, обработки, накопления и интерпретации данных, сетевого обмена данными между компьютерами в станции и передачи требуемой информации удаленным пользователям. Компьютерное оборудование должно обеспечивать возможность непрерывной регистрации и визуализации измеряемых параметров при заданной частоте опроса датчиков и заданной частоте регистрации в режиме реального времени проводки скважины.

Компьютерное оборудование должно обеспечивать выполнение программ по интерпретации данных ГТИ.

Эксплуатационные характеристики компьютерного оборудования (надежность, виброустойчивость, помехозащищенность, температуроустойчивость, устойчивость к агрессивным средам) должны соответствовать условиям работы на скважине, где установлена станция.

В состав станции ГТИ должна входить система бесперебойного питания, обеспечивающая автономное питание аппаратурного комплекса в течение времени не менее 0,5 часа.

Компьютерное оборудование должно проходить периодическое тестирование на соответствие требуемым техническим характеристикам, изменяющимся в процессе эксплуатации.

Места работы операторов должны быть оборудованы в соответствии с действующими санитарно-гигиеническими нормами, определяющими требования к эксплуатации компьютеризированных рабочих мест.

7.8 Программное обеспечение ГТИ

7.8.1 Общие требования

Программное обеспечение (ПО) станции ГТИ предназначено для выполнения задач сбора, регистрации, визуализации, обработки, интерпретации и передачи геолого-технологической информации.

ПО станции ГТИ должно функционировать под управлением многозадачной операционной системы.

Задачи сбора, регистрации, визуализации и обработки информации должны решаться в реальном времени проводки скважины.

7.8.2 Программное обеспечение сбора, регистрации, визуализации и обработки информации в режиме реального времени (в дальнейшем - ПО режима реального времени)

В реальном времени должен быть обеспечен непрерывный опрос датчиков технологических параметров с периодичностью не более 1 с для быстроизменяющихся параметров (положение тальблока, вес на крюке, крутящий момент на роторе, давление нагнетания, обороты ротора) и не более 5 с для остальных параметров.

ПО режима реального времени должно обеспечивать следующие возможности работы:

•автоматическая настройка системы сбора на соответствующие каналы измерения и типы датчиков;

• калибровка измерительных каналов и датчиков;

• автоматическое тестирование и индикация неисправностей узлов системы;

• настройка системы для распознавания текущих операций и аварийной сигнализации;

• настройка частоты опроса датчиков;

• настройка частоты регистрации данных по времени;

• настройка частоты регистрации (шага каротажа) данных по глубине в диапазоне от 0,1 до 1 м.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5