РД 153-39.0-069-01 Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин

РД 153-39.0-069-01 Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин

РД 153-39.0-069-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Техническая инструкция
по проведению
геолого-технологических исследований
нефтяных и газовых скважин

Тверь - 2001

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН коллективом авторов в составе: Лукьянов Э.Е. - руководитель, Акимов Н.В., Антропов В.Ф., Кожевников С.В., Муравьев П.П., Нестерова Т.Н., Сидоренко Е.С.

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

3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 09.02.2001 г. № 39 с 01.03.2001г.

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

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

6 ВВЕДЕН впервые.

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

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 3 2 Нормативные ссылки. 3 3 Определения. 4 4 Задачи и комплексы ГТИ.. 4 4.1 Геологические задачи. 4 4.2 Технологические задачи. 4 4.3 Планово-экономические задачи. 5 4.4 Научно-исследовательские (экспериментальные) задачи. 5 4.5 Информационные задачи. 5 4.6 Комплексы исследований. 5 5 Взаимоотношения между Заказчиком и Производителем ГТИ.. 5 6 Требования к производителю ГТИ.. 7 6.1 Основные требования по обеспечению качества исследований. 7 6.2 Структура службы ГТИ.. 8 6.3 Рекомендуемые нормативы численности службы ГТИ.. 8 6.4 Требования правил техники безопасности и охраны труда. 8 7 Технические средства ГТИ.. 9 7.1 Компьютеризированная станция ГТИ.. 9 7.2 Общее описание станции. 9 7.3 Аппаратура и оборудование для геологических исследований. 10 7.4 Оборудование (датчики) для автоматического измерения параметров бурения. 11 7.4.1 Датчик положения талевого блока (глубиномер) 11 7.4.2 Датчик веса на крюке. 11 7.4.3 Датчик давления бурового раствора в нагнетательной линии. 11 7.4.4 Датчик давления бурового раствора в обсадной колонне (затрубное давление) 12 7.4.5 Счетчик ходов насоса. 12 7.4.6 Датчик расхода бурового раствора на входе. 12 7.4.7 Датчик расхода бурового раствора на выходе (индикатор) 12 7.4.8 Датчик уровня бурового раствора. 12 7.4.9 Датчик плотности бурового раствора на входе в скважину. 12 7.4.10 Датчик плотности бурового раствора на выходе из скважины.. 13 7.4.11 Датчик температуры бурового раствора. 13 7.4.12 Датчик скорости вращения ротора (при роторном бурении) 13 7.4.13 Датчик вращающего момента на роторе (при роторном бурении) 13 7.4.14 Датчик положения клиньев. 14 7.4.15 Датчик электропроводности бурового раствора на входе и выходе скважины.. 14 7.4.16 Датчик объемного газосодержания раствора (индикатор) 14 7.5 Аппаратура и оборудование для газового анализа бурового раствора, керна и шлама. 14 7.5.1 Общие требования. 14 7.5.2 Требования к аппаратуре и оборудованию, применяемому для газового анализа. 15 7.6 Оборудование общего назначения. 16 7.7 Компьютеризированный аппаратно-программный комплекс станции ГТИ.. 16 7.8 Программное обеспечение ГТИ.. 17 7.8.1 Общие требования. 17 7.8.2 Программное обеспечение сбора, регистрации, визуализации и обработки информации в режиме реального времени (в дальнейшем - ПО режима реального времени) 17 7.8.3 Программное обеспечение обработки и интерпретации данных ГТИ.. 18 7.8.4 Программное обеспечение передачи данных ГТИ по каналам связи. 19 8 Правила производства работ. 19 8.1 Общие правила. 19 8.2 Рекомендации по установке и калибровке датчиков, меры предосторожности. 20 8.2.1 Датчик веса на крюке. 20 8.2.2 Датчик давления закачки и затрубного давления. 20 8.2.3 Датчик положения талевого блока (глубиномер) и датчик положения клиньев. 20 8.2.4 Устройство для непрерывной дегазации бурового раствора (дегазатор) 21 8.2.5 Прибор для определения объемного газосодержания бурового раствора. 21 8.2.6 Аппаратура суммарного содержания углеводородных газов. 22 8.2.7 Аппаратура покомпонентного анализа газа (хроматограф или масс-спектрометр) 22 8.2.8 Датчик расхода бурового раствора. 22 8.2.9 Датчик уровня бурового раствора в емкостях. 22 8.2.10 Датчик температуры бурового раствора. 23 8.2.11 Датчик плотности бурового раствора. 23 8.2.12 Датчик (счетчик) числа ходов насоса. 23 8.2.13 Датчик скорости вращения ротора. 23 8.2.14 Датчик вращающего момента на роторе. 23 8.2.15 Датчик электропроводности бурового раствора. 24 8.3 Рекомендации по регистрации данных. 24 8.3.1 Регистрация цифровых данных на магнитных носителях. 24 8.3.2 Регистрация данных на бумажном носителе. 24 8.3.3 Аннотация диаграмм.. 24 8.4 Выдача оперативных сообщений и рекомендаций. 24 8.4.1 Общие положения. 24 8.4.2 Оперативные сообщения. 25 8.4.3 Рекомендации по отработке долот. 25 8.4.4 Рекомендации по предупреждению аварийных ситуаций. 25 8.4.5 Рекомендации геологического характера. 26 8.5 Оформление результатов работ партии ГТИ.. 26 8.5.1 Общие положения. 26 8.5.2 Оформление и передача оперативных сведений и рекомендаций. 26 8.5.3 Оформление и передача оперативных диаграммных материалов. 26 8.5.4 Оформление и передача материалов ГТИ в контрольно-интерпретационную партию.. 26 8.5.5 Обработка и интерпретация материалов ГТИ в контрольно-интерпретационной партии и передача материалов исследований Заказчику. 27 8.6 Организация работ по ГТИ.. 28 8.6.1 Подготовительно-заключительные работы на базе. 28 8.6.2 Транспортировка станции. 29 8.6.3 Подготовительно-заключительные работы на буровой. 29 8.6.4 Производство работ. 30 Приложение А. Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисковых, оценочных и разведочных скважин. 30 Приложение Б. Комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин. 31 Приложение В. Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин. 31 Приложение Г. Методы исследований и измерения при выполнении комплексов ГТИ для различных категорий скважин. 33 Приложение Д. Техническое задание на проведение ГТИ.. 35 Приложение Е. Форма заявки на проведение ГТИ.. 36 Приложение Ж. Проект установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой. 37 Приложение З. Технические условия на подготовку буровой к проведению ГТИ.. 40 Приложение И. Форма акта проверки готовности скважины к проведению ГТИ.. 41 Приложение К. Форма акта на выполнение работ по ГТИ исследованиям.. 42 Приложение Л. Форма таблицы выданных рекомендаций. 42 Приложение М. Форма рабочего журнала по проведению ГТИ.. 44 Приложение Н. Регистрация данных на магнитных носителях. 46 Приложение О. Регистрация данных на бумажном носителе. 46 Приложение П. Форма жесуточной сводки ГТИ.. 48 Приложение Р. Заключение по результатам ГТИ о выделенных перспективных интервалах и характере их насыщения. 49 Приложение C. Форма ехнологических показателей. 51 Приложение Т. Форма показателей работы вахт бригады.. 52 Приложение У. Отчет по скважине по проведению ГТИ.. 52 Приложение Ф. Пример диаграммы в функции времени. 63 Приложение X. Пример диаграммы в функции глубин. 64 Приложение Ц. Пример диаграммы газового каротажа. 64

РД 153-39.0-069-01

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Техническая инструкция
по проведению геолого-технологических исследований
нефтяных и газовых скважин

Дата введения 2001-03-01

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 качестваисследований, 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).

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.

РД39-0147716-102-87 «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 Газпром1998 г.

Определения

АВПД - аномально-высокое пластовое давление

АВПоД - аномально-высокое поровое давление

АК-метод - акустический метод

АНПД - аномально-низкое пластовое давление

ВНИИБТ - всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники

ВНК - водонефтяной контакт

ГВС - газовоздушная смесь

ГЗД - гидравлический забойный двигатель

ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах

ГНК - газонефтяной контакт

ГТИ - геолого-технологические исследования

ГТН - геолого-технический наряд

ДМК - детально-механический каротаж

ИК-метод - индукционный метод

КИП - контрольно-интерпретационная партия

НД - нормативный документ

ПЗР - предварительно-заключительные работы

ПО - программное обеспечение

РД - руководящий документ

РТК - режимно-технологическая карта

СПО - спуско-подъемные операции

ТВД - термовакуумная дегазация

УБР - управление буровых работ

УВГ - углеводородный газ

УРБ - управление разведочного бурения

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

Задачи и комплексы ГТИ

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

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.

Оценкафильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов.

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

Выявление реперных горизонтов.

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.

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.

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.

Комплексы исследований

4.6.1Геолого-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).

Требования к производителю ГТИ

6.1 Основные требования по обеспечению качества исследований

6.1.1Производитель 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.

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

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.

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, стр. 61).

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 пред аварийного 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.

Технические средства ГТИ

Общее описание станции

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

7.2.2Источниками 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 выполняется 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 периодом 20 - 40 секунд)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.

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 - 0 - 600 тс (устанавливается в зависимости от грузоподъемности буровой установки, и оснастки талевой системы: 0 - 600 тс; 0 - 400 тс; 0 - 250тс; 0 - 200 тс; 0 - 160 тс; 0 - 100 тс; 0 - 75 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 30 - 40°.

Используемый датчик: датчик угла поворота с прижимным роликом, за счет которого угол поворота непосредственно датчика увеличивается до 300 - 330°. 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.

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 - 0 - 200 ход/мин.

Погрешность -не хуже ±1 %.

Разрешение - 1ход/мин.

Датчик положения клиньев

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

Диапазон измерений - 0 - 10 атм.

Требования к аппаратуре и оборудованию, применяемому для газового анализа

7.5.2.1Дегазатор 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).

7.5.2.2Пневматическая 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.

7.5.2.3Суммарный 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:

· 0,01 - 100 % 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.)

7.5.2.4Покомпонентный 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/С2 -100;

С1/С3 - 150.

Время цикла измерения (не более):

3 мин для измерения С₁ - С₅;

1,5 мин для измерения С₁ - 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 более 20 - 30 с.

Программное обеспечение ГТИ

7.8.1Общие 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.

Правила производства работ

Общие правила

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.

Рекомендации по установке и калибровке датчиков, меры предосторожности

Правила монтажа и места установки датчиков указываются в «Проекте установки станции ГТИ и монтажа датчиков на буровой» (Приложение Ж, стр. 50), согласованном и утвержденном Заказчиком.

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 - 1,5 м 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).

Рекомендации по регистрации данных

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.).

8.4Выдача оперативных сообщений и рекомендаций

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.

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.

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.

Рекомендации по предупреждению аварийных ситуаций

Критерии 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, стр. 59) с указанием времени их проведения.

Рекомендации геологического характера