РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах

5.2.1 Перечень геологических задач предусматривает детальное изучение пород в необсаженных и обсаженных скважинах, включая определение принадлежности пород к основным литотипам, содержания в них отдельных минеральных компонент, объёма и структуры порового пространства, насыщенности пор углеводородами на момент разбуривания пород и на разных стадиях эксплуатации залежи. Количество геологических задач, решаемых в каждой конкретной скважине, определяется категорией скважины и временем её нахождения в эксплуатации.

Максимальный перечень задач решают в опорных и параметрических скважинах. Он включает:

• расчленение вскрытого скважиной разреза на пласты и пропластки, их привязку по глубине в относительных глубинах (фактических глубинах, измеренных от какой-либо точки в стволе скважины до точки отсчёта - поверхности стола ротора или планшайбы) и по абсолютным отметкам от уровня моря (фактические глубины за вычетом альтитуды скважины и удлинения её ствола за счёт отклонения от вертикали) - построение геометрической модели;

• литологическую оценку выделенных пластов, разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический и др.);

• выделение стратиграфических реперов;

• построение геофизических моделей разреза для информационного обеспечения интерпретации наземных геофизических исследований: сейсморазведки (сейсмоакустический разрез), электроразведки (геоэлектрический разрез), гравиразведки (геоплотностной разрез), магниторазведки (геомагнитный разрез);

• построение компонентной модели, включая определение компонентного состава твёрдой фазы породы и её ёмкостных свойств (пористости);

• выделение коллекторов и оценку их фильтрационных свойств (построение фильтрационной модели);

• качественную характеристику флюидонасыщенности разреза и количественные определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности для продуктивных коллекторов, установление положений межфлюидных контактов и границ переходных зон (построение флюидальной модели).

В структурных, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважинах, бурящихся на поисково-оценочном и разведочно-эксплуатационном этапах геологоразведочных работ, материалы ГИС используют для:

• литологического и стратиграфического расчленения и корреляции разрезов пробуренных скважин;

• выделения в разрезах скважин коллекторов;

• разделения коллекторов на продуктивные и водоносные, а продуктивных коллекторов - на газо- и нефтенасыщенные;

• определения положений контактов между пластовыми флюидами (ГНК, ВНК, ГВК), эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин, коэффициентов глинистости, пористости, газо- и нефтенасыщенности, проницаемости, вытеснения;

• определения пластовых давлений и температур, неоднородности пластов (объектов);

• прогноза потенциальных дебитов, а также прогнозирования геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах.

В скважинах, бурящихся на площадях с выявленной промышленной нефтегазоносностью, материалы ГИС должны обеспечить определение подсчётных параметров с достоверностью, регламентируемой нормативным документом 2.9. В эксплуатационных скважинах они обеспечивают проектный ввод скважин в эксплуатацию и контроль за их работой в процессе добычи углеводородов.

Основные задачи, решаемые с помощью ГИС в процессе испытаний поисковых и разведочных скважин и освоения добывающих скважин, включают:

• привязку интервалов перфорации к разрезу по глубине;

• локализацию приточных прослоев, определение их суммарной толщины, оценку типов и объёмов флюидов, поступающих из отдельных прослоев;

• исследования качества разобщения продуктивных и водонасыщенных пластов (прослоев) при многокомпонентном (газ, нефть, вода) притоке.

Для решения перечисленных задач проверяют истинное положение в разрезе интервалов перфорации, целостность цементных мостов и обсадной колонны, устанавливают возможность заколонной циркуляции. Контроль обязателен:

• при испытаниях сложных объектов, к которым относят приконтактные зоны, нефтяные оторочки и газовые шапки, коллекторы с ухудшенными фильтрационными свойствами, трещинные, тонкослоистые и другие пласты со сложным типом коллектора, пласты с АВПД и АНПД, зоны тектонических нарушений, интервалы с некачественным цементированием;

• при вызове и интенсификации притоков флюидов методами свабирования, кислотных, термических, вибрационных и имплозийных обработках и их сочетаниях;

• при одновременном испытании или эксплуатации нескольких объектов.

В скважинах, находящихся в эксплуатации, основными задачами ГИС являются:

• определение текущей насыщенности пород углеводородами в добывающих, наблюдательных и контрольных скважинах;

• контроль целостности обсадной колонны и цементного кольца и обнаружение источников обводнения продукции;

• проведение работ по очистке колонны и насосно-компрессорных труб от парафиновых и гидратных отложений;

• интенсификация притоков приборами на кабеле.

С учётом расположения скважин на площади месторождения полученные данные используют для определения эксплуатационных характеристик пласта, выбора оптимального режима работы технологического оборудования, исследований процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью оценки невыработанных запасов и выбора методов повышения нефтеотдачи пластов.

5.2.2 Изучение технического состояния скважин производят на всех этапах их строительства и эксплуатации.

Первоначально - это непрерывный контроль состояния открытого ствола в процессе бурения, заключающийся в определении фактического пространственного положения скважины и его соответствия проекту, а также измерения геометрии сечения ствола скважины, выделение интервалов желобов, каверн, сальников, выпучивания и течения глин и прогнозирование на этой основе безопасного бурения.

По завершении бурения средствами ГИС оценивают положение в скважине и целостность обсадной колонны, качество цементирования и герметичность затрубного пространства. Контроль технического состояния обсадной колонны и цементного кольца, выявление негерметичности колонны, цементного кольца, интервалов затрубных перетоков и мест поступления в скважину затрубных вод, проведение специальных исследований для обеспечения ремонтных работ периодически выполняют в скважинах вплоть до их ликвидации.

6.1.1 К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая организация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п.

Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел "Методика калибровки"), в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.

6.1.2 Первичную калибровку выполняет изготовитель (поставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудования. Результаты первичной калибровки являются составной частью эксплуатационной документации поставляемых технических средств.

6.1.3 Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна проводиться с периодичностью, указанной в эксплуатационной документации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в эксплуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборатории, предназначенной для проведения исследований этими приборами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок достоверности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.

Измерения при калибровках необходимо проводить с использованием наземного оборудования (геофизический кабель, регистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

6.1.4 Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.

6.2.1 Подготовительные работы перед проведением ГИС проводят в стационарных условиях на базе геофизического предприятия (производителя работ) и непосредственно на скважине.

6.2.2 Перечень работ каротажной партии (отряда) на базе геофизического предприятия включает:

• получение наряд-заказа на геофизические исследования и работы, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем;

• ознакомление с геофизическими и геологическими материалами по исследуемой скважине и получение файлов и твёрдых копий данных, необходимых для выполнения ряда работ, например, привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований, перфорации и др.;

• получение скважинных приборов, расходных деталей, материалов и источников радиоактивных излучений, проверку их комплектности и исправности;

• запись файлов периодических калибровок и сведений об исследуемом объекте, включая файлы априорных данных, в базу данных каротажного регистратора.

6.2.3 По прибытию на скважину персонал каротажной партии (отряда) выполняет следующие подготовительные операции:

• проверяет подготовленность бурящейся либо действующей скважины к исследованиям и работам согласно техническим условиям на их подготовку для проведения ГИС (приложения А и Б) и подписывает акт о готовности скважины к проведению исследований и работ (приложения В и Г);

• проверяет правильность задания, указанного в наряд-заказе, и при необходимости уточняет его с представителем недропользователя;

• устанавливает каротажный подъёмник в 25-40 м от устья скважины так, чтобы ось лебёдки была горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины; затормаживает и надежно закрепляет подъёмник, подкладывая клинья под его колеса; крепит датчики натяжения и глубины на выносной консоли (в зависимости от конструкции подъёмника);

• устанавливает лабораторию в 5-10 м от подъёмника таким образом, чтобы из её окон и двери просматривались подъёмник и устье скважины;

• заземляет лабораторию и подъёмник с помощью отдельных заземлений (сопротивление заземления лаборатории, подъёмника и контура буровой должно быть не более 4 Ом);

• выполняет внешние соединения лаборатории и подъёмника между собой силовым и информационными кабелями;

• подключает станцию к сети переменного тока, действующей на скважине, а при её отсутствии - к генератору автономной силовой установки, перевозимой подъёмником;

• сматывает с барабана лебёдки вручную или с помощью привода лебёдки, установив задний ход в коробке передач автомобиля, первые витки геофизического кабеля так, чтобы выпущенного конца кабеля хватило для подключения к кабельному наконечнику приборов, уложенных на мостках или на полу буровой;

• заводит кабель в направляющий и подвесной ролики (блок-баланс) и устанавливает последние на свои штатные места;

• крепит направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, который постоянно закреплён на основании буровой на расстоянии не более 2 м от ротора таким образом, чтобы средняя плоскость его ролика визуально проходила через середину барабана лебёдки каротажного подъёмника;

• устанавливает на направляющем ролике (блоке) датчик глубины, если он не установлен на консоли подъёмника. Узел крепления направляющего ролика (блока) должен быть испытан на нагрузку, в 3 раза превышающую номинальное разрывное усилие кабеля;

• вместо направляющего блока по согласованию с недропользователем можно устанавливать "роторный блок", закрепляя его установку массой ведущей трубы ("квадрата") или бурильной трубы. На "роторном блоке" устанавливают датчики глубины и магнитных меток. В противном случае датчик магнитных меток устанавливают на столе ротора самостоятельно;

• подвешивает подвесной блок и датчик натяжения, если он не установлен на консоли подъёмника, к вертлюгу через штропы и элеватор или непосредственно на крюк через накидное кольцо на высоте не менее 15-20 м от пола буровой установки. Узел креплении подвесного блока должен быть испытан на нагрузку, превышающую номинальное разрывное усилие кабеля в 4 раза;

• подсоединяет к кабельному наконечнику первый скважинный прибор (сборку приборов, шаблон), проверяет его работоспособность на мостках, опускает прибор в скважину. Подъём прибора над столом ротора и спуск в устье скважины производят с помощью каротажного подъёмника, лёгости (якоря), имеющейся на буровой, или другого грузоподъёмного механизма. Для захвата прибора применяют штопор, закреплённый на вилке, которую вставляют в пазы кабельного наконечника;

• устанавливает на счётчиках регистратора и панели контроля каротажа в подъёмнике нулевые показания глубин с учётом расстояния от точки отсчёта глубин (стола ротора буровой установки, планшайбы эксплуатационной скважины) до скважинного прибора.

6.3.1 Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач на количественном и/или качественном уровнях, и включает в себя:

• выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

• тестирование наземных средств и приборов;

• формирование описания объекта исследований;

• полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями;

• проведение спускоподъёмных операций для регистрации первичных данных;

• полевые калибровки приборов после проведения исследований.

Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъёмной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера.

6.3.2 Выбор скважинного прибора или сборки приборов (модулей) определяется:

• совместимостью методов ГИС, ИТСС, ПГИ при их одновременной реализации;

• конструктивными возможностями соединения различных модулей в одной сборке;

• наличием зумпфа, обеспечивающего исследования заданного интервала самым верхним модулем в сборке при проведении ГИС и ИТСС;

• наличием зумпфа и длиной лубрикатора при проведении исследований действующих скважин;

• скоростями регистрации данных приборами отдельных методов.

Большинство перечисленных ограничений очевидно, поэтому состав сборок определяется совместно недропользователем и геофизическим предприятием с учётом геолого-технических условий в скважинах различного назначения и указывается каротажной партии (отряду) в наряд-заказе на проведение исследований и работ.

Очерёдность измерений, выполняемых несколькими приборами или их сборками, зависит от конкретных скважинных условий и задач, решаемых в необсаженных и обсаженных скважинах, и определяется самостоятельно для каждой технологии исследований.

6.3.3 Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов. Оно включает:

• тестирование системного блока регистратора;

• тестирование датчиков глубины, магнитных меток и натяжения;

• настройку и калибровку АЦП;

• проверку работоспособности отдельных приборов и их сборок.

6.3.4 Описательная часть (заголовок) исследуемого объекта должна содержать следующую информацию (приложение Д):

• наименования недропользователя и производителя работ;

• дату проведения и сведения об объекте исследований, включая наименование месторождения (площади), номер и категорию скважины, её альтитуду, интервал исследуемых глубин, назначение исследований (промежуточные, окончательные, привязочные);

• геолого-технические условия в скважине - номинальный диаметр скважины и её общую глубину (глубину промежуточного или искусственного забоя), диаметр и глубину спуска последней обсадной колонны, диаметр и положение башмака НКТ;

• тип лубрикатора и устьевое давление при проведении ПГИ;

• тип и свойства (плотность, вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и минерализация) жидкости, заполняющей скважину, присутствие в жидкости химреагентов и утяжелителей, их типы, разгазирование жидкости;

• типы и номера каротажных подъёмника и лаборатории (регистратора), сведения о геофизическом кабеле - его типе, длине, ценах контрольных и последней магнитной меток;

• конструкции сборок приборов и самих приборов, включая типы и номера сборки и приборов;

• используемые источники радиоактивных излучений и места их размещения в пределах прибора;

• положения точек записи отдельными модулями относительно головки сборки и точки начала отсчёта глубин (стол ротора, поверхность планшайбы и т.п.);

• шаг квантования и скорость записи;

• фамилии должностных лиц, выполнивших исследования.

6.3.5 Полевые калибровки скважинных приборов перед началом и после проведения исследований выполняют согласно требованиям п.6.1.4.

6.3.6 Последовательность действий при проведении спускоподъёмных операций и регистрации первичных данных должна обеспечить безопасный спуск и подъём приборов и их сборок в скважине и проведение измерений во время подъёма, если технология работы с данным скважинным прибором или технология решения конкретной задачи не предусматривает других вариантов.

6.4.1 Первичное редактирование данных выполняют непосредственно на скважине. Оно включает:

• увязку электронных и магнитных меток в рабочих файлах одной спускоподъёмной операции;

• увязку по глубинам данных, зарегистрированных при разных спуско-подъёмах;

• совмещение точек записи разных приборов (модулей) по глубине;

• придание кривым масштабов, выраженных в физических единицах;

• формирование для каждого метода единого файла недропользователя (нескольких файлов, количество которых соответствует количеству методов, выполняемых сборкой приборов).

6.4.2 Если между двумя соседними магнитными метками количество электронных меток глубины, зарегистрированных с шагом 1 см, больше или меньше расчётного количества меток, то расстояние между электронными метками уменьшается (увеличивается) пропорционально отношению количеств фактически измеренных и расчётных меток.

6.4.3. Файл недропользователя формируют из рабочих файлов. Он должен содержать: заголовок с данными, перечисленными в п.6.3.4, включая схематические рисунки конструкции скважины и прибора или сборки приборов (приложение Д); основную, повторную и контрольную записи - каротажные данные с заданным шагом дискретности по глубине; калибровочные данные до и после проведения исследований и данные последней периодической калибровки в табличной форме.

6.4.4 Файл недропользователя формируют в формате LIS.

6.4.5 Если при первичном редактировании будут установлены сбои и недостатки регистрации, снижающие качество первичных данных какого-либо метода, то исследования этим методом выполняют повторно.

6.5.1 Содержание твёрдой копии первичных данных должно полностью отражать файл недропользователя (п.6.3.4 и п.6.4.3).

6.5.2 Для обеспечения единых форматов представления данных каротажные кривые выводят на экран монитора, рулонную бумагу шириной 22 см или на стандартные листы писчей бумаги формата А4 в треках, рекомендованных международным стандартом API (см. например, Schlumberger Cyber Service Unit* Wellsite Products, Calibration Guide and Mnemonics. CP32. 1989). Размеры и расположение треков показаны на рисунке 1.

6.6.1 Результаты геофизических исследований подлежат вторичному контролю, основными целями которого являются оценка полноты выполнения заявленного комплекса исследований и возможности использования результатов измерений для качественной и количественной интерпретации. Вторичный контроль качества осуществляют при приёмке интерпретационной службой геофизического предприятия первичных материалов от каротажных партий (отрядов). Регламент сдачи/приёмки отчётных материалов (сроки, исполнители) определяется предприятием.

6.6.2 Отчётными материалами, подлежащими сдаче/приёмке, являются:

• наряд-заказ на проведение геофизических исследований и работ в скважине;

• акт о готовности скважины к проведению ГИС (приложения В или Г);

• акт о выполнении геофизических исследований и работ в скважине, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем;

• файл-протокол выполненных исследований;

• рабочие файлы;

• файлы недропользователя;

• твёрдые копии материалов, если они передавались представителю недропользователя на скважине.

6.6.3 Критериями контроля служат:

6.6.4 Качество измерений характеризуется тремя оценками: "хорошо", "удовлетворительно", "брак".

6.6.5 Документацию результатов исследований формируют после контроля качества и интерпретации первичных данных. Она должна содержать информацию, подлежащую постоянному хранению:

• рабочие файлы, содержащие всю информацию, полученную при исследованиях в скважине;

• файлы недропользователя для каждого геофизического метода, содержащие всю необходимую информацию и предназначенные для последующего решения геологических и технических задач;

• файл с результатами контроля качества первичных данных;

• заключение по результатам интерпретации, сопровождающееся таблицами обработки первичных данных;

• твёрдые копии материалов.

6.7.1 Архивацию первичных материалов ГИС ведут с целью постоянного хранения первичной информации о недрах и обеспечения возможности её последующей переобработки с использованием новых методических и программных средств и извлечения дополнительной, ранее не полученной информации.

6.7.2 Основные требования к архивации: полнота архивируемых материалов, исключение утраты материалов и несанкционированного доступа к ним.

6.7.3 Форма хранения информации - файлы и твёрдые копии в двух экземплярах, размещённые на разных носителях. Одна из твёрдых копий должна быть выполнена на неперезаписываемом носителе (например, CD).

6.7.4 Архивации подлежат рабочие файлы, в том числе и те первичные, данные по которым признаны бракованными, файлы недропользователя для всех выполненных и признанных кондиционными измерений, заключение с результатами геологической интерпретации, другие данные, полученные в процессе бурения и эксплуатации скважины.

6.7.5 Файл недропользователя должен содержать сведения, перечисленные в п.6.3.4 и п.6.4.3:

• полные и сокращённые наименования недропользователя и производителя исследований и работ;

• дату проведения и данные об объекте исследований - месторождение, номер скважины, её назначение, альтитуду, интервал и назначение исследований;

• геолого-технические условия измерений - диаметр скважины, давление и температура на забое, свойства промывочной жидкости;

• типы и номера регистратора, скважинных приборов и их сборок;

• длины измерительных зондов и точки записи;

• для приборов радиоактивного каротажа - тип и мощность источника ионизирующего излучения;

• выполненные калибровки;

• первичные данные основного, контрольного и повторного измерений;

• оценку качества первичных данных.

6.7.6 Формат архивных данных - LIS.

6.7.7 Основные требования к организации архивации:

• разные экземпляры должны храниться в разных местах для исключения невосполнимой потери при форс-мажорных обстоятельствах (пожар, кража, стихийное бедствие);

• при хранении отредактированных рабочих файлов в нестандартных форматах должны архивироваться также программные средства, позволяющие осуществить перевод данных в формат LIS или другие общепринятые международные форматы.

7.1.1 Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему разрезу, вскрытому бурением. Они обеспечивают:

• определение пространственного положения и технического состояния стволов скважин;

• выделение стратиграфических реперов и разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический);

• идентификацию литолого-стратиграфических комплексов, к которым приурочены продуктивные и/или перспективные на нефть и газ отложения;

• расчленение разреза на пласты, их привязку по относительным и абсолютным отметкам глубин, внутри- и межплощадную корреляцию разрезов;

• привязку интервалов отбора керна по глубине;

• литологическое изучение интервалов разреза, не охарактеризованных керном;

• привязку по глубине интервалов опробований, испытаний, перфорации, материалов геофизических исследований в обсаженных скважинах;

• информационное обеспечение интерпретации наземных (полевых) геофизических исследований.

7.1.2 Комплекс общих исследований единый для всех районов страны и практически для всех категорий скважин (таблица 3). В эксплуатационных скважинах при кустовом бурении полный комплекс выполняют в вертикальных скважинах, в наклонных скважинах из него могут исключаться БК, АК, ГГК-П.

Таблица 3 - Обязательные комплексы геофизических исследований необсаженных скважин для решения геологических и технических задач

Примечания: - в нескольких скважинах на площади (месторождении); - во всех поисково-оценочных скважинах, в разведочных скважинах - при близком расположении сейсмопрофилей; - при кустовом бурении - в вертикальных скважинах кустов; - в разрезах с карбонатными коллекторами; - в поисковых, оценочных и разведочных скважинах при наклоне границ пластов более 5° к оси скважины.

7.1.3 Этапы, интервалы и объёмы общих исследований закладывают в проекты на строительство скважин. В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по мере необходимости.

Промежуточные исследования проводят по завершению разбуривания интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором (с перекрытием в колонне методами ГК, НК, АК интервала спуска шахтного направления), техническими (технической) колоннами, а также эксплуатационной колонной выше первого продуктивного или перспективного интервала.

Для оценки пространственного положения и технического состояния ствола скважины с целью её безопасного бурения выполняют промежуточные исследования ограниченным комплексом методов, включающим инклинометрию, профилеметрию, а также, при необходимости, ГК или БК для привязки результатов.

Заключительные исследования проводят по окончании бурения скважины. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающих 1000 м.

Привязочные исследования проводят с целью оценки положения текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испытаний. Для этого используют один-два метода из следующего перечня: ПС, ГК и НК, БК (или ИК), профилеметрия.

7.1.4 Измерения температуры проводят на двух режимах - неустановившемся и установившемся.

Данные измерений на неустановившемся режиме используют для решения оперативных задач:

• определения температурного режима работы бурильного инструмента и геофизических приборов;

• выделения поглощающих и отдающих пластов;

• определения высоты подъёма цемента в затрубном пространстве;

• учёта температуры при интерпретации геофизических материалов.

Измерения на установившемся режиме проводят после длительного (более 10 суток) пребывания скважины в покое для определения естественной температуры пород и её распределения по разрезу. Более точно продолжительность пребывания скважины в покое устанавливают по результатам повторных измерений во времени - допустимой считают такую продолжительность пребывания скважины в покое, после которой температура пород в любой точке разреза изменилась не более чем на 1°С в течение значительного (не менее суток) интервала времени.

7.2.1 Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах - также в неизученных ранее частях разреза. В комплексе с материалами других видов исследований и работ (опробований, испытаний, керновыми данными и др.) они обеспечивают:

• расчленение изучаемого разреза на пласты толщиной до 0,4 м, привязку пластов по глубине скважины и абсолютным отметкам;

• детальное литологическое описание каждого пласта, выделение коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых и смешанных) и определение их параметров - коэффициентов глинистости, общей и эффективной пористости, проницаемости, водо- и нефтегазонасыщенности (если эффективная толщина коллектора превышает 0,8 м);

• разделение коллекторов по характеру насыщенности на продуктивные и водоносные, а продуктивных - на газо- и нефтенасыщенные;

• определение положений межфлюидных контактов, границ переходных зон, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин;

• определение пластовых давлений и температур;

• определение минерализации пластовых вод;

• прогнозирование потенциальных дебитов;

• прогнозирование строения геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах.

7.2.2 Объёмы и качество материалов детальных исследований, полученных в скважинах, пробуренных на месторождении, должны обеспечить:

• построение геометрической, компонентной, фильтрационной и флюидальной моделей залежи (залежей);

• определение подсчётных параметров с достоверностью, регламентированной нормативным документом 2.9;

• обоснование коэффициентов извлечения;

• составление технологических схем и проектов пробной и опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки;

• получение исходной информации для мониторинга залежей и месторождений.

7.2.3 Полный комплекс детальных исследований включает постоянную и изменяемую части (таблица 3).

7.2.4 Этапы, интервалы и очерёдность проведения детальных исследований определяются проектами на строительство скважин:

• их выполняют в минимальный (не более 5 суток) срок после разбуривания продуктивного или перспективного на нефть и газ интервала. При большой толщине продуктивных (перспективных) пород интервал исследований не должен превышать 400 м;

• с учётом различного влияния изменений свойств промывочной жидкости на результаты исследований отдельными методами и возможного прекращения работ в любой момент вследствие непредвиденного поведения скважины первыми выполняют электрические и электромагнитные методы (ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК), затем методы, отражающие литологию и пористость пород - ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрию, и завершают исследования методами и работами, которые входят в изменяемую часть обязательного комплекса - ГДК, ОПК, СКО, ИПТ.

7.2.5 Детальные исследования проводят при заполнении скважины той же промывочной жидкостью, на которой велось бурение. При изменении свойств жидкости (особенно её удельного электрического сопротивления - на порядок и более) исследования отдельными методами - ПС, БК, БМК - выполняют дважды: до и после изменения свойств жидкости.

7.2.6 Скважины, пробуренные на непроводящих известково-битумной (ИБР) и водоинвертных (ВИЭР) промывочных жидкостях или на нефти, исследуют дважды, если по каким-либо причинам (смена технологии бурения, необходимость повышения информативности ГИС) проводят замену непроводящей жидкости на проводящую.

7.2.7 В многопластовых и массивных залежах, в которых планируется несколько этапов детальных ГИС, проводят повторные (временные) исследования БК или, в зависимости от минерализации промывочной жидкости, ИК, каждый раз перекрывая этими методами вышезалегающие интервалы при исследовании нижезалегающих.

7.2.8 Применение отдельных методов, составляющих обязательные комплексы детальных исследований, ограничивается условиями:

• кривая ПС может не записываться в скважинах, в которых удельное сопротивление промывочной жидкости близко к удельному сопротивлению пластовых вод - 0,5</<2;

• в скважинах, заполненных высокоминерализованной (<0,2 Ом·м) промывочной жидкостью, регистрация кривых БКЗ и КС стандартными зондами может быть ограничена условием - /<500, где - удельное сопротивление пород;

• выполнение ИК обязательно при условии, что <50 Ом·м, /<200, а также во всех скважинах с непроводящими промывочными жидкостями;

• в эксплуатационных скважинах обязательна регистрация КС, ИК и МК только при их заполнении пресной (>0,2 Ом·м) промывочной жидкостью, а БК, - если скважины заполнены высокоминерализованной (<0,2 Ом·м) жидкостью, а также, если />500;

  . - в аварийных скважинах допускается выполнение ГК, НК и АК в зацементированной обсадной колонне. При необходимости эти исследования в колонне выполняют также в ранее пробуренных скважинах (скважинах "старого фонда").

7.2.9 Невыполнение исследований отдельными методами допускается в исключительных случаях по согласованному решению недропользователя и геофизического предприятия, которое оформляется двусторонним актом с указанием причин невозможности проведения исследований полным комплексом, при одновременном извещении контролирующей организации.

При неполном выполнении комплекса в оперативном заключении может быть уменьшен перечень характеристик коллекторов, которые количественно определяются по данным ГИС.

7.3.1 Целью оперативной интерпретации является детальное изучение разреза конкретной скважины, выделение в продуктивной части разреза коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых, смешанных), количественное определение фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов и оценка их продуктивности (нефте- или газонасыщенности). В процессе работы применяют петрофизическое обеспечение в той стадии готовности, которая достигнута на момент бурения скважины.

7.3.2 Оперативная интерпретация включает четыре этапа:

• редактирование и первичный контроль качества цифровых данных на скважине (см. п.6.4.1);

• интерпретацию данных промежуточных исследований;

• интерпретацию и окончательный контроль качества данных после заключительных исследований;

• подготовку промежуточных (предварительных) и окончательного оперативных заключений по результатам геофизических исследований.

7.3.3 В пояснительной записке заключения указываются следующие сведения:

• проектный, заказанный и фактически выполненный комплекс ГИС с указанием методов исследований, интервалов измерений и качества полученных данных;

• причины несоответствия проектного и фактически выполненного комплексов измерений;

• информация о скважине, разрезе и пластовых флюидах, в том числе о минерализации пластовых вод, пластовых давлениях и температуре;

• условия проведения ГИС и факторы, искажающие полученные данные;

• программные средства интерпретации;

• принятые при интерпретации модели коллекторов, возможных коллекторов и неколлекторов;

• петрофизические связи, использованные при интерпретации;

• данные об объёмах и результатах гидродинамического каротажа, отборе проб пластовых флюидов и образцов керна керноотборником на кабеле;

• рекомендации по испытанию и освоению пластов или проведению дополнительных исследований в скважине;

• глоссарий мнемоник и условные обозначения, использованные в заключении.

В промежуточных заключениях указывают также методы, которые следует провести повторно в ранее исследованных интервалах при исследованиях нижележащих отложений.

7.3.4 Окончательное заключение утверждается производителем работ (главным геологом геофизического предприятия) и выдается недропользователю после проведения всех запланированных скважинных исследований. Сроки представления заключения устанавливаются по соглашению между недропользователем и производителем работ.

7.4.1 Сводную интерпретацию проводят при подсчёте (пересчёте) запасов нефти и газа месторождения или отдельной залежи. Она включает количественные определения параметров коллекторов (эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности, извлечения, положений межфлюидных контактов) и их площадного распределения, что необходимо для проектирования разработки или дальнейшей (детальной) разведки месторождений. Сводную интерпретацию выполняют с использованием индивидуального для данной залежи петрофизического обеспечения в соответствии с требованиями нормативного документа 2.9.

7.4.2 Сводную интерпретацию проводят по результатам ГИС всех поисковых, оценочных и разведочных скважин, пробуренных на месторождении, а при пересчёте запасов - по результатам исследований этих и части эксплуатационных скважин с использованием накопленной геологической и промысловой информации об объекте подсчёта (пересчёта) запасов: результатов анализов керна, данных опробований, испытаний и опытно-промышленной эксплуатации.

Для проведения работ по сводной интерпретации привлекаются геофизические предприятия, тематические, научно-исследовательские и другие организации различных форм собственности.

7.4.3 Результаты сводной интерпретации составляют неотъемлемый раздел отчётов с подсчётом (пересчётом) запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, содержание которого предопределено нормативным документом 2.9.

В разделе последовательно освещаются:

• геолого-технические условия проведения ГИС (конструкции скважин, свойства промывочной жидкости, термобарические условия залегания пород);

• комплекс ГИС и технические средства его реализации: применяемые лаборатории, подъёмники, кабели, скважинные приборы; метрологическое обеспечение; масштабы, интервалы и полнота исследований; эффективность ГИС для решения геологических и технологических задач;

• петрофизическое обоснование методик геологической интерпретации, граничные значения геологических (коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости) и геофизических (значения естественной гамма-активности, , и т.д.) параметров, разделяющих коллекторы и неколлекторы, и способы их определения;

• классификация коллекторов по структуре порового пространства, качественные признаки и количественные критерии их выделения;

• методики расчёта по геофизическим данным коэффициентов гранулярной, трещинной и каверновой ёмкости, нефте- и газонасыщенности, остаточных нефте- и газонасыщенности, глинистости, проницаемости и удельной продуктивности коллекторов;

• таблицы фактических значений подсчётных параметров - эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, нефте- и газонасыщенности, положений межфлюидных контактов;

• карты суммарных эффективных толщин, равных значений пористости, нефте- и газонасыщенности;

• сводные планшеты геолого-геофизических материалов с результатами их интерпретации по продуктивным частям разреза каждой скважины.

На планшетах указываются также: стратиграфическая приуроченность отложений; интервалы отбора и выноса керна в соответствии с его привязкой; границы и номенклатура пластов; интервалы залегания коллекторов и их литологические особенности; значения общей и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по ГИС и керну; кривые и даты выполнения ГИС; интервалы и даты перфорации, типы перфораторов и плотность перфорации; результаты испытаний; положения контактов между пластовыми флюидами; положения цементных мостов; качество цементажа обсадной колонны.

Для обеспечения контроля результатов определений подсчётных параметров экспертизой на планшете приводят технические условия проведения ГИС: альтитуду ротора и удлинение ствола в кровле и подошве продуктивного интервала; время и продолжительность бурения скважины и отдельно продуктивного горизонта; конструкцию открытого ствола и обсадных колонн; параметры промывочной жидкости; сведения об интервалах и интенсивности поглощений промывочной жидкости (приложение К).

7.4.4 Материалы отчёта по подсчёту запасов должны содержать все данные, необходимые для проверки результатов подсчёта без личного участия авторов.

Материалы ГИС, полученные в цифровом виде, и расчёты, выполненные на электронно-вычислительной технике, представляются в графической или табличной формах. В случае серьёзных расхождений авторских и экспертных результатов экспертизе должны быть дополнительно представлены первичные материалы на магнитных носителях, программы обработки, руководство пользователя к программам. Контрольные определения выполняют совместно эксперты и авторы.

7.5.1 Петрофизические обеспечения интерпретации данных ГИС на этапах оперативной интерпретации и подсчёта запасов различаются только объёмом накопленной информации. На поисково-оценочном этапе разведки отсутствует полный комплекс петрофизической информации. Поэтому для оперативной интерпретации используют информацию по объекту-аналогу или обобщённую, накопленную для района работ. Для сводной интерпретации на этапе подсчёта запасов и для оперативной интерпретации геофизических данных, полученных в эксплуатационных скважинах, применяют петрофизические зависимости, установленные для каждого объекта подсчёта (эксплуатации).

7.5.2 Минимальный комплекс петрофизических связей включает:

• связи между измеряемыми геофизическими параметрами - интервальным временем , объёмной плотностью , относительным электрическим сопротивлением Р , диффузионно-адсорбционным потенциалом - и коэффициентами общей пористости пород;

• связь между коэффициентом увеличения электрического сопротивления и коэффициентами водонасыщенности пород. При наличии прямой информации о водонасыщенности разреза, полученной по данным исследований керна из скважин, пробуренных на "безводных" (известково-битумных) промывочных жидкостях, используется также связь удельного электрического сопротивления пород с их объёмной влажностью , где . Такой подход широко применяется для месторождений Западной Сибири, для которых затруднена оценка удельного электрического сопротивления пластовой воды;

• связь между относительной амплитудой ПС и относительными показаниями гамма-каротажа с коэффициентами весовой , объёмной или относительной глинистости, где ; ;

• взаимосвязи между петрофизическими величинами:

  1. а) для определения нижнего граничного значения пористости коллекторов - связь между общей , эффективной и динамической пористостями, где , , - коэффициент остаточной (неснижаемой) водонасыщенности, - коэффициент остаточной нефтенасыщенности;

  2. б) для обоснования положений межфлюидных контактов - расчёт численного значения коэффициента * критической водонасыщенности по кривым относительной фазовой проницаемости и уравнениям движения фаз при двухфазной фильтрации;

  3. в) для определения проницаемости - построения связей между общей пористостью и коэффициентами абсолютной и эффективной проницаемости, где - проницаемость, определяемая на образцах керна при наличии в поровом пространстве остаточной водонасыщенности.

7.5.3 Используют 2 вида петрофизических связей: "керн-керн" и "ГИС-керн":

• для построения связей "керн-керн" геофизические (, , Р , , ) и коллекторские (, , , , , , ) параметры измеряют на образцах керна, в том числе , Р , , - при термобарических условиях, аналогичных пластовым;

• для построения связей "ГИС-керн" значения геофизических параметров находят по данным скважинных измерений, а значения коллекторских свойств - по результатам анализов керна.

7.5.4 Общие требования к петрофизической информации, используемой в качестве петрофизической основы интерпретации геофизических данных, состоят в следующем:

• для построения петрофизических связей "керн-керн" необходимо исследовать не менее 30 образцов керна, равномерно распределённых в диапазонах изменений коррелируемых параметров;

• для построения петрофизических связей "керн-ГИС" используют опорные пластопересечения, охарактеризованные керном с выносом не менее 70% и плотностью петрофизических анализов не менее трёх на один метр вынесенного керна;

• в процессе отбора, транспортировки, хранения и исследования керна должны быть реализованы мероприятия, предотвращающие изменение естественных условий упаковки (для слабосцементированных и рыхлых пород) и смачиваемости пород;

• при исследовании пород, характеризующихся наличием крупных элементов пустотного пространства (трещины, каверны), исследования керна должны выполняться на образцах большого размера (с сохранением диаметра отобранного керна);

• при необходимости прямого определения по керну остаточной водонасыщенности (бурение на "безводной" промывочной жидкости) и остаточной нефтенасыщенности (бурение на промывочной жидкости с водной основой) требуется герметизация керна на скважине или использование при отборе керна герметизированных керноприёмников.

8.1.1 Общие исследования обеспечивают:

• определение пространственного положения ствола скважины по зенитному и азимутальному углам (инклинометрия) и установление соответствия траектории ствола проекту;

• определение среднего диаметра скважины (кавернометрия) и профиля поперечного сечения ствола скважины в двух ортогональных плоскостях (профилеметрия), выделение по этим данным желобов, каверн, сальников, шламовых и глинистых корок;

• измерение температуры и её вертикального градиента в бурящихся и простаивающих скважинах.

8.1.2 Результаты общих исследований применяют для решения следующих задач:

• устранения потенциальной аварийности, связанной с возможными прихватами бурильного инструмента в желобах (достигается разрушением выявленных желобов, выделением интервалов и значений локальных перегибов оси скважины, изменением скоростей и технологии подъёма и спуска бурильного инструмента в прихватоопасных интервалах);

• разработки мероприятий по улучшению проходимости бурильного инструмента и скважинных приборов по стволу скважины (изменение вязкости, водоотдачи, статического напряжения сдвига промывочной жидкости, промывка скважины с вращением бурильного инструмента, шаблонирование);

• определения фактического пространственного положения стволов вертикальных и наклонно направленных скважин и их корректировки в ходе дальнейшего бурения с целью достижения проектного положения;

• выбора мест установки центраторов, турболизаторов, цементировочного патрубка и башмака обсадной колонны и соединения её секций;

• выбора интервалов установки опробователей и керноотборников на геофизическом кабеле и пакеров пластоиспытателей на трубах;

• расчёта объёма скважины для замены промывочной жидкости, планируемой заранее или вызванной изменением условий бурения, и объёма затрубного пространства для проведения тампонажных работ;

• учёта геометрии ствола при проведении аварийных работ, связанных с извлечением из скважины оборванных секций бурильного инструмента и посторонних предметов;

• получения исходных данных для интерпретации геофизических материалов: изменений диаметра скважины и температуры при обработке данных БКЗ, ГК, НК и др.; удлинения ствола и смещения забоя при построении объёмных моделей разреза (сейсмоакустической, геоэлектрической, геоплотностной, геомагнитной) и залежей (геометрической, фильтрационной, флюидальной).

8.1.3 Комплекс общих исследований ограничен и включает инклинометрию, кавернометрию-профилеметрию и термометрию.

8.1.4 Этапы и интервалы общих исследований вертикальных и наклонных скважин определяются проектами на исследования скважин, но они должны выполняться не реже чем через 500 м проходки, а в медленно бурящихся параметрических, опорных и поисково-разведочных скважинах - не реже одного раза в месяц.

8.1.5 Исследования каверномером-профилемером и термометром выполняют каждый раз по всему открытому стволу скважины с полным перекрытием ранее исследованных интервалов.

8.1.6 При определении прихватоопасности ствола скважины вследствие образования желобов, сальников и осыпания вышезалегающих пород измерения каверномером-профилемером выполняют с применением устройств свободного вращения кабеля.

8.2.1 Специальные исследования предназначены для решения частных задач:

• выявления зон флюидопроявлений и поглощений промывочной жидкости;

• выделения интервалов залегания пород с высокими реологическими свойствами, подверженных быстрому и интенсивному размыву либо выпучиванию;

• выявления интервалов прихвата бурильного инструмента;

• определения положения и размеров металлических предметов, оставленных в скважине;

• наведения стволов специальных скважин, бурящихся для глушения фонтанов, с поиском геофизическими методами аварийного ствола;

• установки с помощью устройств (желонок), опускаемых на кабеле, разделительных и изоляционных мостов в стволе скважины.

В каждом конкретном случае время, интервалы и комплекс специальных исследований определяются поставленной задачей и геолого-технической ситуацией в скважине. Работы выполняют по технологиям, согласованным между недропользователем и производителем работ (геофизическим предприятием).

8.2.2 Приток в скважину пластовых вод и поглощения промывочной жидкости фиксируются буровой службой и станциями ГТИ по изменениям давления в гидравлической системе и выхода промывочной жидкости. Интенсивные водопроявления и поглощения обычно приурочены к трещинно-кавернозным и закарстованным карбонатным породам, реже к пластам песчаников большой толщины, характеризующихся аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) при водопроявлениях либо аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) при поглощениях. Последние, к тому же, вскрывают на неструктуированных (неглинистых) промывочных жидкостях во избежание гидроразрывов пластов при увеличении плотности промывочной жидкости.

Интервалы притоков и поглощений определяют по данным какого-либо одного или нескольких геофизических методов:

• высокочувствительной термометрии - по резкому изменению температурного градиента против отдающих и поглощающих пластов;

• ПС или резистивиметрии, - если жидкость в застойной зоне ниже интервала притока или поглощения обладает другой минерализацией, по сравнению с жидкостью выше этого интервала;

• механической или термокондуктивной расходометрии;

• акустического каротажа, если интервал притока или поглощения приурочен к трещинно-кавернозным и закарстованным породам;

• ГК - при продавливании в скважину жидкости, обогащённой короткоживущими изотопами.

8.2.3 Породы с высокими реологическими свойствами представлены пластичными, переувлажнёнными глинами, залегающими на небольших глубинах (400-600 м) на месторождениях Западной Сибири, а также глубокозалегающими (1000-3000 м) глинами с АВПД и толщами солей на месторождениях южной части России. Как правило, такие породы быстро и интенсивно размываются во время бурения скважин на облегчённых и недостаточно структуированных промывочных жидкостях, образуя глубокие и протяжённые каверны. В простаивающих и обсаженных скважинах размыв заменяется пластическим течением этих пород, их выпучиванием в ствол скважины. В обсаженных скважинах они воздействуют на обсадную колонну, изгибая и разрывая её по одной из муфт на малых глубинах и сминая на больших.

Интервалы пород с высокими реологическими свойствами устанавливают по данным повторной кавернометрии-профилеметрии, фиксирующих появление глубоких и протяжённых каверн, быстро увеличивающихся во времени. На материалах АК они характеризуются на малых глубинах минимальными в разрезе значениями скоростей продольной волны (максимальными значениями ), близкими к их значениям в промывочной жидкости, и максимальным затуханием этой волны. Это относится и к условиям, когда пластичные глины залегают среди других глин. На больших глубинах скорости распространения продольной и поперечной волн возрастают, а значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга увеличиваются по сравнению с нормальными значениями этих величин на данной глубине.

В скважинах "старого фонда" измерения скоростей продольной и поперечной волн выполняют через обсадную колонну, применяя приборы с рабочей частотой излучателей, находящейся в диапазоне 8-10 кГц.

8.2.4 Участки прихвата бурильных труб в желобах, интервалах резкого перегиба оси скважины, вблизи забоя и на участках резких изменений диаметра скважины вследствие осыпания вышезалегающих пород устанавливают с целью выбора оптимальных методик ликвидации аварий.

Для определения места и интервала прихвата применяют электромагнитные и акустические прихватоопределители. Измерения дополняют записью локатора муфт (ЛМ) для контроля положений различных элементов компоновки бурильного инструмента.

8.2.5 Определение положений оставленных в скважине металлических предметов осуществляют с помощью электрических и электромагнитных методов, реагирующих на низкое удельное электрическое сопротивление (высокую электрическую проводимость) металла.

Электрические методы (стандартный каротаж, БК) применяют, если возможен непосредственный (хотя бы через слой промывочной жидкости) контакт измерительного зонда с предметом. Электромагнитные методы (ИК, определители металла - ОМ), - если предмет находится на каком-то небольшом (единицы метров) удалении от ствола скважины, например, в параллельном стволе, а также в скважинах, заполненных непроводящей жидкостью. Положение и размеры предмета устанавливают по резкому, не встречающемуся в горных породах, уменьшению зарегистрированных значений электрического сопротивления.

8.2.6 Наведение стволов специальных скважин, бурящихся для глушения фонтанов, ведется по результатам высокоточных инклинометрических измерений. При этом:

• для уменьшения случайной и систематической погрешностей измерения выполняют 2-3 приборами, спускаемыми порознь или в единой связке. Приборы заново калибруют перед каждым спуском и после подъёма из скважины;

• привязку измерений к разрезу проводят обычным способом, принятым в районе работ, по материалам стандартного каротажа (ПС, КС), ГК, БК и др.

8.4.1 Экспресс-обработку и интерпретацию данных общих и специальных исследований выполняют непосредственно на скважине. Окончательное заключение выдает интерпретационная служба геофизического предприятия.

8.4.2 По результатам общих исследований недропользователю передают заключение о наличии и интервалах развития желобов, сальников и сужений ствола, в том числе изменение их состояния по сравнению с предыдущими измерениями, поинтервально указывают коэффициент прихватоопасности, характеризующий отношение длинной и короткой осей желоба.

Заключение может содержать рекомендации недропользователю о работе с бурильным инструментом, включающие одновременно или врознь требования подъёма инструмента с пониженной скоростью; недопущения больших затяжек; сбивания инструмента вниз при появлении затяжек и последующем медленном подъёме с одновременным вращением колонны ротором; оптимизации конструкции инструмента за счёт уменьшения его диаметра и установки центраторов над утяжелёнными бурильными трубами и др.

8.4.3 По результатам инклинометрических исследований недропользователю передают:

• данные поинтервальных измерений значений зенитных углов и азимутов с привязкой по глубине;

• план скважины, содержащий направления координатных осей, масштабы, точку устья скважины, проектное и фактическое положение забоя и расстояние между ними, смещение забоя, дирекционный угол или азимут направления "устье-забой";

• профиль (аксонометрическую проекцию) скважины с указанием направления вертикальной координатной оси, масштаба, дирекционного угла или азимута вертикальной плоскости, на которую проектируется ось скважины, удлинение скважины.

8.4.4 Формы представления данных специальных исследований и результатов их интерпретации согласовывают с недропользователем.

9.1.1 Общие исследования предназначены для оценки целостности и несущей способности обсадной колонны и герметичности затрубного пространства как основных элементов скважины, обеспечивающих её работоспособность в соответствии с запланированными технологическими нагрузками и выполнение природоохранных задач. Они включают измерения:

• размеров и положения в разрезе отдельных элементов обсадной колонны - труб, муфт, патрубков, цементировочного башмака, центраторов, турбулизаторов, - и соответствия положения этих элементов проектному и "мере труб";

• толщин обсадных труб во вновь построенных и действующих скважинах;

• минимального и среднего проходного сечения труб;

• высоты подъёма цементной смеси, степени заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с обсадной колонной и горными породами;

• наличия в цементе вертикальных каналов и интервалов вспученного (газонасыщенного) цемента;

• глубины и протяжённости интервалов перфорации.

9.1.2 Комплекс общих исследований составляют гамма-каротаж (ГК) для привязки полученных данных к разрезу, локация муфт (ЛМ), акустическая цементометрия (АКЦ), гамма-гамма-цементометрия (ЦМ) или гамма-гамма-дефектометрия и толщинометрия (ГГДТ), термометрия (Т).

При наличии обоснованных предположений о неудовлетворительном состоянии обсадной колонны и цементного камня комплекс дополняют механической трубной профилеметрией, электромагнитной или акустической дефектометрией колонн, акустической высокочастотной сканирующей цементометрией (АК-сканирование).

9.1.3 Общие исследования проводят после спуска кондуктора, промежуточной (промежуточных) и эксплуатационной колонн по всей их длине.

9.2.1 Специальные исследования предназначены для решения частных задач, связанных с выделением дефектов обсадных колонн и цементного кольца, которые ставят под сомнение герметичность затрубного пространства. Они многочисленны и включают:

• обнаружение в теле обсадной колонны трещин, порывов, одиночных отверстий, негерметичных муфт, страгиваний муфт по резьбе;

• измерение толщин и выделение интервалов внутренней и внешней коррозии обсадных труб;

• определение интервалов напряжённого состояния обсадных труб, обусловленного обжатием колонны породами с высокими реологическими свойствами;

• выделение локальных искривлений колонны и её эллипсности, оценку целостности наружных колонн (технической, кондуктора);

• оценку положения и качества ремонтных пластырей;

• выделение заколонных перетоков жидкости и газа;

• оценку состояния внутриколонного пространства - определение интервалов гидратных, парафиновых и солевых отложений.

В каждом конкретном случае интервалы и комплекс специальных исследований определяются поставленной задачей. Исследования выполняют по индивидуальным проектам, согласованным между недропользователем и производителем работ.

Перечень задач и необходимых исследований может быть следующим:

9.2.2 Определение толщины труб, которая может угрожающе уменьшаться вследствие износа по одной из образующих, вдоль которой происходит движение бурильного инструмента и НКТ, внутренней и внешней коррозии металла, возникающей в результате электрохимических процессов в скважине и затрубном пространстве и сероводородных проявлений.

9.2.3 Выделение порывов и протяжённых (более 8-10 см) трещин наружных труб в многоколонных конструкциях осуществляют с помощью электромагнитной дефектоскопии. Влияние внутренней колонны учитывают по результатам гамма-гамма-толщинометрии, механической трубной профилеметрии и акустического высокочастотного сканирования, выполненных по п.9.2.2.

9.2.4 Выделение одиночных сквозных отверстий диаметром более 8 мм, возникших в результате развития пятен коррозии, случайной или запланированной (например, ремонтной) перфорации, отверстий, выполненных сверлящим перфоратором, а также разнонаправленных трещин колонны, муфт, по которым проходит страгивание резьбы, достигается с помощью акустического высокочастотного сканирования и механической шумометрии, при которой регистрируют шумы от трения о колонну подрессоренных щупов скважинного прибора.

Характер отверстия (сквозное или глухое) определяют одним или комплексом методов, реагирующих на приток (отток) в скважину пластовых флюидов: термометрией, резистивиметрией, акустической шумометрией.

9.2.5 Повышенное напряжение материала колонны, вызванное обжатием обсадных колонн породами с высокими реологическими свойствами и являющееся предвестником потенциального разрушения колонны, определяют по данным широкополосного акустического каротажа, термометрии и непрерывной инклинометрии.

Требования к данным широкополосного АК различны при выделении интервалов напряжённого состояния колонны и пород на больших и малых глубинах. На больших глубинах основную информацию предоставляют скорости распространения продольной и поперечной волн, значения которых используют для расчёта упругих параметров колонны и горных пород и определения градиентов их изменения с глубиной. На малых глубинах интервалы напряжённого состояния обсадной колонны обусловлены её обжатием глинами, переходящими в подвижное состояние при поступлении в них избыточной воды. Интервалы обжатия характеризуются большим затуханием упругой волны, распространяющейся в обсадной колонне, вследствие обжатия колонны породами и оттока энергии этой волны в породы, а также большим затуханием волн, регистрируемых через колонну в породах.

Дополнительные сведения предоставляют данные термометрии (если поток подвижных глин характеризуется другой, по сравнению с вмещающими породами, температурой) и непрерывной инклинометрии, разрешающая способность которой достаточна для определения локальных изгибов колонны.

9.2.6 Негерметичные муфты и другие места поглощения жидкости в колонне определяют по данным термометрии, дебитометрии и резистивиметрии.

Аномалии на кривых термометрии и дебитометрии устанавливают в процессе долива скважины или кратковременных закачек жидкостей в скважину; при этом устанавливают нижнюю границу участка колонны, в котором отмечается движение жидкости.

С помощью резистивиметрии интервалы поглощения находят, контролируя процесс перемещения по стволу скважины порции (0,5-1 м) жидкости, близкой по плотности к жидкости, первоначально заполнявшей скважину, но существенно отличающейся от неё по электрическому сопротивлению. Продвижение жидкости осуществляется последовательными доливами или принудительными закачками продавочной жидкости.

Притоки жидкости в скважину устанавливают теми же методами - термометрии, дебитометрии и резистивиметрии.

9.2.7 Выделение интервалов затрубного движения жидкости и газа проводят по данным термометрии (по локальным изменениям температуры, форма которых зависит от движения флюида сверху вниз или наоборот), акустической шумометрии (спектр шумов существенно различен для заколонных перетоков жидкости и газа) и закачки в скважину жидкостей, обогащенных искусственными изотопами.

9.3.1 Обработку и экспресс-интерпретацию данных общих и специальных исследований выполняют непосредственно на скважине; полную интерпретацию и выдачу окончательного заключения производит интерпретационная служба геофизического предприятия по месту её базирования.

9.3.2 По результатам каждого общего исследования недропользователю передается заключение о положении в разрезе (с привязкой по ГК) муфт обсадной колонны, длине и толщине каждой обсадной трубы, высоте подъёма цементной смеси за колонной, полноте заполнения затрубного пространства цементом и степени его сцепления (сплошное, частичное, отсутствует) с обсадной колонной и породами.

9.3.3 Твёрдые копии результатов измерений должны содержать:

• кривую ЛМ;

• для АКЦ - кривую эффективного затухания () волны, распространяющейся по колонне; кривые интервального времени () и затухания () продольной волны, распространяющейся в породе; фазокорреляционные диаграммы для измерительного зонда, длина которого близка к 1,5 м; характеристику сцепления цемента с обсадной колонной и породами, показанную условными обозначениями;

• для гамма-гамма-дефектометрии и толщинометрии - кривые селективных каналов дефектометрии; интегральную кривую дефектометрии со шкалой плотности цемента в затрубном пространстве или отдельную кривую плотности цемента; кривую толщинометрии;

• кривую термометрии с указанием высоты подъёма цемента.

9.3.4 Результаты интерпретации специальных исследований должны содержать конкретный ответ (положительный или отрицательный) на поставленную задачу исследований.

10.1.1 Испытание пластов приборами на кабеле обеспечивает:

• многоразовое испытание за одну спускоподъёмную операцию отдельных участков пласта с целью определения его фильтрационных характеристик и измерения пластовых давлений - гидродинамический каротаж (ГДК);

• одноразовый отбор из проницаемого интервала герметизированной пробы пластового флюида и её подъём на дневную поверхность для определения характера насыщенности пласта - опробование пластов приборами на кабеле (ОПК).

При проведении этих испытаний на стенке скважины изолируют с помощью резинового башмака участок радиусом 1,5-2,5 см, вследствие чего испытание и отбор проб называют точечными.

10.1.2 Испытание пластов приборами на кабеле применяют для решения следующих задач:

• установления возможности получения из пород притоков;

• определения характера насыщенности пластов;

• исследования состава и свойств пластовых флюидов;

• определения гидростатического и пластового давлений;

• уточнения границ разделов между различными флюидами в пласте (ВНК, ГНК, ГВК);

• определения эффективных толщин пластов;

• определения скоростей притоков, проницаемости пород и профилей проницаемости по разрезу.

Результаты испытаний используют для принятия решений о проведении дополнительных испытаний пласта пластоиспытателем на бурильных трубах, о спуске обсадной колонны, уточнения граничных значений и критериев для интерпретации данных обязательного комплекса ГИС и других целей.

10.1.3 Работы по испытанию пластов приборами на кабеле проводят после обязательного комплекса ГИС с целью исключения неоднозначной геологической интерпретации данных комплекса ГИС в пластах с низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами, определения положений межфлюидных контактов и пластовых давлений в продуктивных интервалах.

10.1.4 Технология проведения работ включает стандартные операции заполнения заголовка, калибровки датчиков скважинного прибора, оценку качества полученных материалов, которые выполняют согласно требованиям раздела 6, и операции, специфичные для данного метода.

10.1.5 Информация об испытаниях пластов приборами на кабеле включает:

• сведения о составе проб ОПК (наличие воды, нефти и газовоздушной смеси), физических свойствах воды (плотность, вязкость, удельное электрическое сопротивление) и газовоздушной смеси (суммарное содержание горючих газов и их компонентный состав). Экспресс-анализ проб жидкости и газовоздушной смеси выполняют на скважине с помощью станции ГТИ; детальный анализ флюидов проводят в стационарных условиях;

• результаты обработки файлов с записью диаграмм давления ГДК и ОПК и расчёта для трёх фиксированных перепадов давлений значений пластовых давлений и коэффициентов проницаемости (подвижности), а для многоцикловых измерений -значений этих величин ещё и для каждого цикла;

• профили пластового давления, притоков и проницаемости пород для исследованного интервала.

10.1.6 Интерпретация результатов обработки диаграмм давления заключается в обобщении данных о пластовых давлениях, скоростях притока и проницаемости (подвижности) для каждой точки исследований и для исследованного интервала в целом:

• для режима ОПК рассчитанные значения давления, скорости притока и проницаемости принимают за окончательные;

• для режима ГДК анализируют результаты обработки в точках, где они выполнены в многоцикловом режиме. Сначала проводят сопоставление значений давлений, соответствующих конечным участкам стабилизации на кривых восстановления давления. Если эти значения не изменяются от цикла к циклу, то пластовое давление равно рассчитанному; если изменяются, - то в качестве пластового давления принимают рассчитанное давление с уверенной стабилизацией участка восстановления давления.

10.1.7 Результаты испытаний оформляют актом, составной частью которого является набор таблиц (приложение Л). Таблица результатов экспресс-анализа проб включается в акт, если анализ проб проведён на скважине.

10.1.8 Результаты обработки и интерпретации данных гидродинамических исследований пластов и отбора проб флюида представляют в виде заключения, которое включает итоговую таблицу и, по согласованию с недропользователем, графический планшет.

В итоговой таблице приводят информацию об интервалах залегания исследованных объектов, глубинах точек опробования, значениях гидростатического и пластового давлений в них, данные о дебитах и проницаемости, характере насыщенности по диаграммам давления и результатам детальных анализов проб, выполненных в стационарных условиях, результаты определения положений межфлюидных контактов.

На графическом планшете данные обработки и интерпретации приводят в сочетании с наиболее информативными по характеру насыщенности и фильтрационным свойствам кривыми ГИС (приложение М). При наличии данных испытаний с помощью ИПТ или в процессе пробной эксплуатации их также помещают на планшете.

10.2.1 Отбор образцов пород сверлящими керноотборниками (СКО) выполняют при низком выносе керна колонковыми долотами для получения данных о литолого-петрофизических, физических и коллекторских свойствах пород. Для решения задачи производят отбор 2-5 образцов пород на 1 м толщины коллектора, а также по 2-3 образца из выше- и нижезалегающих вмещающих пород.

Отбор образцов пород проводят также с целью устранения неоднозначной геологической интерпретации материалов обязательного комплекса ГИС. Для этого из каждого пласта с неоднозначными результатами интерпретации отбирают 2-3 образца для экспресс-определений литологического состава пород, их остаточной нефтенасыщенности, коллекторских свойств и структуры порового пространства.

10.2.2 Отбор образцов производят после выполнения обязательного комплекса ГИС, по данным которого устанавливают интервалы и количество отбираемых образцов.

10.2.3 Подготовка приборов СКО в стационарных условиях заключается, помимо требований раздела 6, в полной ревизии приборов (см. подраздел 23.2) и выборе буровых коронок, соответствующих механическим и абразивным свойствам пород, из которых намечен отбор образцов.

10.2.4 Отбор образцов горных пород из стенок скважин проводят в следующей последовательности:

10.2.5 Результаты скважинных работ оформляют актом, форма которого представлена в приложении Н.

11.1.1 Горизонтальными принято называть скважины, ствол или часть ствола которых имеют углы наклона в вертикальной плоскости (зенитные углы) от 56° наклоннопадающих участках и до 110° на инверсионных.

Горизонтальные скважины (ГС) делятся на собственно горизонтальные скважины, когда наклонный и горизонтальный участки являются продолжением обычных вертикальных скважин, и боковые горизонтальные стволы, бурение которых ведут из стволов ранее пробуренных скважин.

По радиусу кривизны участка набора зенитного угла ГС подразделяются на скважины большого, среднего и малого радиусов кривизны (таблица 4).

По конфигурации профиля ГС делятся на трёхинтервальные, которые включают вертикальный участок, участок набора зенитного угла, горизонтальный участок, и пятиинтервальные, состоящие из участков вертикального бурения, набора зенитного угла (угол меньше, чем у трёхинтервальных скважин), прямолинейного наклонного, ещё одного участка набора зенитного угла и горизонтального.

11.1.2 Технологии и комплексы геофизических исследований горизонтальных скважин определяются несколькими обстоятельствами, присущими только этим скважинам:

Таблица 4 - Характеристики и назначение горизонтальных скважин

• специфическими технологиями доставки геофизических приборов в горизонтальные участки скважин;

• проведением исследований сборками скважинных приборов (модулей);

• малым диаметром скважинных приборов, обусловленным спуском их через бурильный инструмент;

• необходимостью обеспечения изгиба сборок на участках набора зенитного угла;

• решением навигационных задач проводки скважин на сильно наклонных и горизонтальных участках непосредственно в процессе их бурения;

• решением задач оценки коллекторских свойств и насыщения пород, когда глубинность исследований может превышать толщину пласта на горизонтальных участках.

11.2.1 По способу доставки геофизических приборов (сборок) на забой ГС применяют следующие технологии:

• потоком промывочной жидкости внутри бурильного инструмента;

• в специальном контейнере, размещенном в последней трубе бурильного инструмента или НКТ;

• посредством движителя на геофизическом кабеле;

• с помощью специального жёсткого геофизического кабеля;

• с помощью колонны специальных труб, содержащих внутри кабельный канал связи.

11.2.2 Горизонтальные скважины исследуют также автономными скважинными приборами без применения геофизического кабеля. Автономные приборы в вибро- и ударопрочном исполнении размещают в теле одной или нескольких бурильных труб, закреплённых в нижней части бурильного инструмента (технологии АМК "Горизонт", АМК ВИК ПБ), или внутри инструмента, выталкивая их из инструмента на время проведения исследований (технология АМАК "Обь").

11.3.1 Комплекс ГИС, предусмотренный "Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах". М.: Минтопэнерго РФ и МПР РФ, 1999, для скважин с горизонтальным окончанием ствола, содержит ГТИ, ПС (градиент ПС), БК, ИК или ВИКИЗ, ГК, НК, резистивиметрию) и инклинометрию. В дополнительные исследования включены АК, ГГК-П (или ГГК-ЛП), спектральный ГК, ЯМК. В горизонтальных скважинах возможно также проведение специальных исследований со сменой условий геофизических работ (минерализации или плотности промывочной жидкости и т.п.).

В вертикальных и слабонаклонных (до 56°) участках ствола горизонтальных скважин выполняют комплекс ГИС, предусмотренный для необсаженных вертикальных скважин (см. раздел 7). При проведении исследований горизонтальных участков приборами, размещёнными в бурильных трубах или в защитном контейнере, вертикальные участки исследуют дважды: без контейнера и с контейнером с целью количественных определений влияния труб и защитного контейнера на результаты измерений.

11.3.2 Этапы и интервалы исследований определяются технологией бурения и априорной информацией, имеющейся по разбуренным интервалам:

• бурение скважины ведут при непрерывном контроле положения забоя с использованием инклинометра, размещённого в компоновке бурильного инструмента. В других случаях объём исследований расширен за счёт измерительных зондов ГК и БК. Передачу данных осуществляют с помощью кабельных телеметрических систем с сухим или влажным соединением разъёмов или бескабельных забойных систем с гидравлическим или электромагнитным каналом связи. Измерения и регистрацию данных выполняют службы бурения и ГТИ;

• для привязки положения текущего забоя к геологическому разрезу на наклонных участках через каждые 50-70 м проходки проводят привязочный каротаж (ГК, БК, ПС); последний привязочный каротаж выполняют за 30-40 м до вскрытия бурением продуктивного пласта. В технологии "Горизонт" информацию, необходимую для проводки скважин, получают с помощью автономных приборов, размещённых в компоновке бурильного инструмента, непосредственно в процессе бурения;

• обязательный комплекс исследований в полном объёме (п.11.3.1) и контрольный инклинометрический замер проводят по достижению проектного забоя с целью детального изучения строения вскрытого объекта.

11.3.3 Технологическая схема проведения геофизических исследований горизонтальных участков, включающая первичные, периодические и полевые калибровки приборов, проведение основных, повторных и контрольных (на вертикальном участке) измерений, представление сведений об объекте исследований, условиях проведения измерений, конструкциях и размерах измерительных зондов, соответствует разделу 6.

11.4.1 Основной целью геофизических исследований горизонтальных участков является решение традиционных геологических задач (с учётом имеющейся информации по пилотным вертикальным скважинам):

• литологическое расчленение продуктивного пласта на горизонтальном участке;

• определение фильтрационно-ёмкостных свойств и насыщенности коллектора;

• определение траектории горизонтального участка, привязанной по глубине к геологическим реперам.

11.4.2 Определяющим фактором, обеспечивающим достоверность интерпретации результатов исследований горизонтальных участков, является создание и применение интерпретационной модели пласта-коллектора, учитывающей физические процессы, происходящие в гидродинамической системе "горизонтальный ствол-пласт". Модель должна учитывать то обстоятельство, что материалы ГИС не несут прямой информации о положении кровли и подошвы коллектора и литологическом строении выше- и нижезалегающих пород, а следовательно, исключается интерпретация данных по традиционной схеме.

11.4.3 Оперативное заключение по результатам обработки и интерпретации геофизических данных должно содержать информацию:

• о вертикальной проекции ствола скважины в азимутальной плоскости; горизонтальный участок скважины должен быть показан на фоне положения в разрезе продуктивного пласта, построенного по результатам бурения соседних вертикальных, наклонно направленных и пилотных скважин;

• о толщине пласта с отметками абсолютных глубин его кровли и подошвы;

• о проницаемых и уплотнённых прослоях, встреченных на горизонтальном участке, их коллекторских свойствах и насыщенности;

• об эксплуатационной технологичности профиля ствола скважины, наличии резких перегибов ствола в вертикальной плоскости, вероятности образования в процессе эксплуатации газовых и водяных слоев и пробок;

• об интервалах, рекомендуемых для перфорации.

11.4.4 Требования к оформлению материалов оговариваются соглашением между недропользователем и производителем работ.

12.1.1 Технологии геофизических исследований действующих скважин (ПГИ, ГИС-контроль, ГДИС) обеспечивают решение трех групп задач, которые по мере их усложнения составляют иерархический перечень:

• выбор оптимального режима работы скважины и её технологического оборудования (технологический контроль);

• определение эксплуатационных характеристик вскрытого пласта (эксплуатационный контроль);

• исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте и оценка эффективности применяемых методов повышения нефтеотдачи (геолого-промысловый контроль).

Объектами исследований соответственно решаемым задачам являются: скважины, находящиеся в эксплуатации; эксплуатируемый пласт (пласты) в исследуемой скважине; разрабатываемая залежь. Выбор объекта определяет комплекс исследований, технологию проведения измерений, способы обработки и интерпретации полученных данных.

12.1.2 Для выбора оптимального режима работы скважины и её технологического оборудования необходимы:

• определение в стволе скважины статических и динамических уровней раздела фаз - газожидкостного и водонефтяного контактов;

• оценка состава и структуры многофазного потока в стволе скважины;

• количественное определение суммарных фазовых расходов скважины, включая оценку выноса механических примесей;

• определение интегральных гидродинамических параметров объекта эксплуатации по замерам на устье;

• контроль работы технологического оборудования (срабатывание пусковых муфт, клапанов и пр.).

12.1.3 Исследования по определению эксплуатационных характеристик вскрытого пласта, в том числе на этапах его освоения и интенсификации, предусматривают:

• выделение работающих толщин пласта, в том числе интервалов притоков и поглощений;

• определение профиля притока в эксплуатационных скважинах и профиля приёмистости в нагнетательных, оценку интервальных расходов;

• определение состава притоков из отдающих интервалов;

• количественную оценку интервальных дебитов по фазам и компонентам продукции (газ, жидкость, нефть, вода);

• определение гидродинамических параметров пластов - пластовых давлений и температуры, коэффициентов продуктивности и гидропроводности.

12.1.4 Исследования процессов вытеснения нефти и газа в пласте с целью контроля выработки запасов и оценки эффективности применения методов повышения нефтеотдачи включают:

• детальное расчленение разреза с выделением продуктивных пластов, определением их эффективных толщин, неоднородности, коэффициентов пористости, проницаемости по данным геофизических исследований необсаженных скважин;

• определение начальных и текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности пластов, положений водонефтяного и газожидкостных контактов;

• определение остаточных коэффициентов нефте- и газонасыщенности;

• определение контуров нефтегазоносности и текущих параметров охвата пласта выработкой и заводнением по результатам сводной интерпретации данных, выполненной по всем скважинам месторождения или отдельных его участков.

12.2.1 Комплекс исследований для выбора оптимального режима работы скважины и определения эксплуатационных характеристик пластов составляют токовая и индукционная резистивиметрия, влагометрия, плотнометрия, термометрия, расходометрия, барометрия, акустическая шумометрия. Привязку полученных данных к глубинам и муфтам эксплуатационной обсадной колонны и НКТ выполняют по материалам ГК и локатора муфт и отверстий (ЛМ).

Для изучения процессов вытеснения нефти и газа в пласте выполняют нейтронный (НК) или спектрометрический нейтронный (НК-С) каротажи, импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О), ГК (на месторождениях с установленными радиационными эффектами), АК, а также ИК, ДК, если скважины обсажены неметаллическими обсадными трубами.

12.2.2 Условия проведения ПГИ определяются геологическими особенностями залежи, назначением и технологией эксплуатации скважины, её конструкцией, техническим состоянием, физическими свойствами флюидов в стволе скважины, состоянием и поведением пластов, вскрытых скважиной. По скорости движения флюидов в стволе скважины и, соответственно, скорости изменения геофизических параметров во времени различают стационарные, нестационарные и квазистационарные условия.

12.2.3 Общие процедуры, присущие технологиям ПГИ, включают действия, предусмотренные разделом 6, и дополнительные действия, которые сопровождают только технологии исследований в действующих скважинах.

Дополнительные требования ПГИ обусловлены необходимостью получения данных разновременных измерений для их последующего сравнительного анализа и выявления на этой основе каких-либо характеристик флюидов в стволе скважины, продуктивных пластов и эксплуатируемых залежей. Они содержат также требования, связанные с контролем качества первичных данных. Суммарно они включают:

• получение начальных (фоновых) геофизических характеристик изучаемого объекта - естественной гамма-активности, нейтронных параметров, упругих свойств, естественного температурного поля, - а также сведений о состоянии обсадной колонны и цементного камня, об эффективных толщинах, коэффициентах пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород, характеризующих объект до начала эксплуатации скважины (залежи);

• регистрацию при каждом исследовании положений муфт обсадной колонны, ГК или НК для привязки данных измерений;

• определение текущего состояния многолетнемерзлых пород и конструкции скважины в интервале их залегания;

• выполнение исследований в интервале, превышающем по протяженности изучаемый объект, с целью получения данных против опорных пластов и в интервалах глубин с невозмущёнными характеристиками;

• выполнение повторного измерения по всему интервалу основной записи при условии постоянного режима работы скважины;

• проведение исследований с применением лубрикаторов в газовых скважинах, а также в нефтяных, в которых ожидается избыточное давление на устье;

• в газовых скважинах с высоким давлением на устье для спуска приборов применение специальных грузов; длина скважинного прибора с грузами должна быть меньше длины лубрикатора не менее чем на 1 м.

12.2.4 В зависимости от проведения в скважине перед началом или в процессе исследований каких-либо технологических операций технологии ПГИ подразделяют на стандартные и активные. К первым относят исследования, выполняемые при определённых, но статических условиях в скважине. Суть активных технологий состоит в проведении измерений в процессе различных воздействий на пласт или скважину в целом: химических, термических, гидродинамических, закачек меченых веществ и т.п.

12.3.1 Стандартные исследования проводят согласно типовым схемам, согласованным между недропользователем и производителем работ. Перечень операций, выполняемых в каждой технологии, определяется назначением скважины, способом и режимом её эксплуатации и решаемыми задачами.

12.3.2 В длительно простаивающих скважинах (неработающих, наблюдательных, контрольных, пьезометрических) выполняют измерения, данные которых сопоставляют с данными фоновых замеров с целью выявления локальных аномалий, связанных с выработкой продуктивных пластов и нарушениями технического состояния обсадной колоны и цементного камня. Комплексы исследований определяются решаемыми задачами.

12.3.3 В действующих скважинах проводят весь комплекс измерений технологического, эксплуатационного и геолого-промыслового контроля. При этом, как правило, выполняют одноразовые геолого-промысловые исследования (НК, ИНК, ГК, АК, ИК, ДК) и многократные ПГИ (резистивиметрию, влагометрию, термометрию, расходометрию, барометрию, акустическую шумометрию) при смене условий в скважине.

12.5.1 Выбор оптимального режима эксплуатации скважины при решении задач технологического контроля (п.12.2.1). Исходными параметрами для этого являются:

• общий дебит скважины и дебиты отдельных флюидов - газа, нефти и воды;

• обводнённость продукции;

• работающие интервалы - отдельно по каждому флюиду;

• профили притоков или приёмистости;

• положения уровней раздела флюидов в стволе скважины;

• критерии режима работы скважины - устьевые и забойные давления и температуры, коэффициенты гидравлических потерь в стволе скважины.

12.5.2 Информацию о работающих интервалах и их характеристиках при решении задач эксплуатационного контроля, включая контроль за интенсификацией добычи.

Исходными параметрами являются:

• интервалы притоков (отдельно по каждому флюиду);

• параметры работы фильтра;

• относительные интервальные расходы (профили притоков или приёмистости);

• пластовое давление;

• величина депрессии (репрессии);

• гидро- и пьезопроводность, текущий коэффициент проницаемости;

• характеристики радиальной неоднородности (скин-фактор и степень вскрытия);

• плотности флюидов в стволе скважины и объёмные доли каждого флюида по стволу скважины.

12.5.3 Основой технологии контроля процессов интенсификации притоков являются измерения фоновые и после воздействия на пласты.

12.5.4 Типовые задачи геолого-промыслового контроля наиболее обширные и сложные. Для проведения сводной интерпретации исходными данными служат результаты интерпретации материалов ГИС в открытом стволе и результаты ПГИ: эффективные нефте-, газонасыщенные и заводнённые толщины; глубины отбивки начальных и текущих ГВК, ГНК, ВНК; коэффициенты охвата пластов процессами выработки (обводнения); значения интервальных и пластовых коэффициентов начальной, текущей и остаточной нефте-, газо- и водонасыщенности.

12.6.1 Нейтронный каротаж со стационарными источниками (НГК, НК) применяют для определения положений газожидкостных контактов в неперфорированных и перфорированных интервалах в скважинах, обсаженных трубами из любых материалов.

Во вновь пробуренных скважинах исследования проводят не ранее чем, через 7 суток после цементирования колонны. При исследовании перфорированных пластов уровень жидкости в стволе скважины должен быть ниже статического для обеспечения минимального проникновения жидкости из скважины в пласт. В фонтанирующих скважинах и скважинах, оборудованных штанговыми насосами, измерения проводят малогабаритными приборами через насосно-компрессорные трубы или межтрубное пространство в процессе работы скважины.

Методы НГК, НК являются основными при исследовании газоводяных залежей с относительно невысокими пластовыми давлениями и неконтролируемой минерализацией пластовых вод. Положение ГВК устанавливают:

• по началу увеличения показаний зондов против слабоглинистых коллекторов в условиях отсутствия или небольшой глубины зоны проникновения;

• по превышению показаний большого зонда над малым - методика двухзондового НК;

• сравнением показаний текущего и фонового измерений (методика временных измерений) при обеспечении идентичности их выполнения (конструкция и заполнение ствола скважины, тип аппаратуры и т.п.).

При исследовании газонефтяных залежей используют временные измерения НГК и НК, по результатам которых нефтенасыщенные прослои отмечаются совпадением показаний, а газонасыщенные - их расхождением во времени.

Возможности исследований нефтеводяных залежей ограничены. Наиболее надежно ВНК устанавливают в пластах с высокой пористостью при вытеснении нефти водой с минерализацией более 120 г/л. Модификация спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (НГК-С) более чувствительна к содержанию хлора и обеспечивает более достоверную фиксацию ВНК, чем метод НГК.

12.6.2 Импульсный нейтронный каротаж в интегральной (ИННК, ИНГК) и спектрометрической модификациях (С/О-каротаж) применяют в неперфорированных и перфорированных интервалах. Интервал регистрации должен охватывать продуктивные пласты, опорные пласты с известной насыщенностью и интервалы глинистых перемычек и покрышек. Допускается выполнение измерений в отдельных точках разреза, если непрерывная регистрация не обеспечивает необходимой точности. Общее число измерений в точках должно быть не менее 30, в том числе не менее 10 измерений в опорных водонасыщенных пластах и не менее 3 - в глинах. Для количественной интерпретации данных необходима информация о литологическом составе и пористости пород, установленная по результатам исследований в открытом стволе.

При исследовании газоводяных залежей использование ИНК целесообразно при низкой информативности стационарного НК (обычно при высоких пластовых давлениях) либо при проведении комплексных исследований с решением нескольких задач. В газонефтяных залежах рекомендуется применять ИНК в интегральной модификации в вариантах одиночных измерений, повторных измерений во времени, по методике временных задержек. ИНК является наиболее информативным методом для исследований нефтеводяных залежей. Его спектрометрические модификации более информативны, чем интегральные.

Основное ограничение использования ИНГК, ИННК связано с низкой минерализацией вод - произведение последней на коэффициент пористости должно быть не ниже 8-10 мг/см в зависимости от глинистости и разности начального и конечного коэффициентов нефтенасыщенности. Неблагоприятными условиями для определения ВНК являются: низкая (менее 50 г/л) минерализация пластовых вод; пресные обводняющие воды при низкой минерализации остаточной воды; близкое объёмное содержание солей в обводняющемся и нефтяном пластах. В пластах с высокоминерализованными пластовыми водами обводнение пресными закачиваемыми водами может быть установлено по данным регулярных измерений ИННК. Необходимым условием является малый интервал времени между повторными измерениями, обеспечивающий определение прохождения осолонённого фронта вод. Во всех случаях рекомендуется использовать С/О-каротаж, позволяющий решать задачи при произвольной минерализации пластовых (нагнетаемых) вод.

12.6.3 Волновой АК имеет потенциальные возможности при определении положений межфлюидных контактов для всех типов залежей. Необходимым условием является установленное сцепление цементного камня с колонной и породами.

12.6.4 Методы электромагнитного каротажа - индукционный и диэлектрический - выполняют в скважинах, обсаженных неметаллической колонной. Решение задачи для газоводяных и нефтеводяных залежей производят так же, как в открытом стволе. При низкой или неизвестной минерализации вод использование диэлектрического каротажа предпочтительнее.

12.6.5 Временные измерения ГК иногда информативны для выделения обводнённых пластов в нефтеводяных залежах. Определение основано на радиогеохимическом эффекте (РГЭ) - возрастании естественной радиоактивности, более чем на 10% по сравнению с фоновыми показателями, против обводнённой части пласта независимо от минерализации нагнетаемой воды. Эффект не универсален и возможность его использования определяют применительно к району работ.

12.7.1 Редактирование первичных данных ПГИ, формирование файла недропользователя, экспресс-обработку данных и выдачу, при необходимости, твердых копий осуществляют непосредственно на скважине; полную оперативную интерпретацию и подготовку окончательного заключения проводит интерпретационная служба производителя работ.

12.7.2 Файл недропользователя должен содержать:

• заголовок;

• схематическое изображение сборки приборов с указанием общей длины и диаметров приборов, точек записи;

• схематическое изображение конструкции скважины с указанием мест установки технологического оборудования, сведения о лубрикаторе;

• фоновые, основные и повторные измерения с указанием условий их выполнения;

• калибровочные данные, полученные до и после проведения измерений.

Файл недропользователя формируют в формате LIS.

12.7.3 Окончательное заключение должно содержать: пояснительную записку с результатами интерпретации и аргументированными выводами; табличные и графические (кроссплоты, графики, сопоставления кривых) приложения, необходимые для обоснования выводов.

Окончательное заключение должно сопровождаться сводным планшетом, содержащим 2-3 кривые ГИС (например, ГК, ДС, ПС), характеризующие исследуемый интервал разреза, кривую локатора муфт, кривые основного замера ПГИ с выделенными на них признаками решения заданной задачи.

12.7.4 Содержание твёрдых копий должно полностью отражать файл недропользователя.

12.7.5 Документацию результатов исследований формируют согласно требованиям п.6.6.5.

13.1.1 В необсаженных скважинах испытания пластов инструментами на бурильных трубах выполняют в процессе бурения с целью:

• оценки фильтрационных свойств и характера насыщенности пластов с неоднозначными характеристиками и исключения пропусков продуктивных объектов;

• подтверждения характера насыщенности пластов на месторождениях с установленными положениями межфлюидных контактов и расчётов гидродинамических параметров этих пластов, которые необходимы для составления технологических схем и проектов разработки залежей.

13.1.2 В обсаженных скважинах объектами испытаний являются перфорированные интервалы. Работы проводят с целью освоения объектов эксплуатации, интенсификации добычи нефти методом депрессионного и гидроимпульсного воздействий (метод переменных давлений - МПД), проверки герметичности цементных мостов и колонн при наличии обоснованных подозрений на отсутствие их герметичности.

13.1.3 В необсаженных скважинах геофизические исследования выполняются с целью выбора объекта испытаний и привязки ИПТ к разрезу, включает - кавернометрию, ПС (или ГК, НК), ИК (или БК), которые выполняют непосредственно перед испытанием после разбуривания испытуемого интервала, так как эффективность испытаний существенно повышается при уменьшении промежутка времени, прошедшего между разбуриванием и испытанием пород.

Задачи комплекса заключаются в выделении общих толщин предположительно проницаемых пород, подлежащих испытанию, и в выборе интервалов ствола с номинальным диаметром скважины для установки пакеров ИПТ.

Если в районе работ доказана эффективность ГИС, выполняемых по методике "каротаж-испытание-каротаж", то непосредственно после проведения испытаний повторно регистрируют данные БК (ИК), ГК, НК.

13.1.4 В обсаженных скважинах для привязки ИПТ к разрезу выполняют комплекс ГИС, который позволяет установить положение в скважине интервала перфорации - ГК, НК, ЛМ.

13.1.5 Технологическая схема выполнения ГИС и контроль качества материалов не отличаются от описанных в разделе 6.

13.2.1 Геофизическое сопровождение вторичного вскрытия пластов перфорацией требуется для решения задач:

• контроля за спуском в скважину перфоратора на кабеле;

• привязки интервалов перфорации к геологическому разрезу;

• контроля за фактом и полнотой срабатывания перфоратора;

• определения фактического положения интервала перфорации;

• оценки качества прострелочных работ.

13.2.2 Контроль за спуском перфоратора обеспечивают, комплектуя его в одной сборке с локатором муфт (ЛМ) и зондами ГК и/или НК, если детекторы последних выполнены в противоударном исполнении.

Для выполнения требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и "Единых правил безопасности при взрывных работах" перед спуском перфоратора (во время шаблонирования или после) необходимо провести регистрацию значений температуры и давления от устья до интервала перфорации.

13.2.3 Привязку к глубине интервала перфорации обеспечивают с помощью тех же методов - ЛМ, ГК, НК. Привязку реализуют посредством следующих операций:

• в скважину опускают до искусственного забоя сборку модулей ЛМ, ГК, НК и при её подъёме проводят запись кривых с детальностью, соответствующей детальности этих кривых, полученных ранее;

• сопоставляют кривые по глубине и над верхней границей планируемого интервала перфорации на привязочных кривых ГК, НК, ЛМ ставят метку;

• на геофизическом кабеле между устьем скважины и подъёмником завязывают привязочную метку, хорошо различимую для машиниста подъёмника, положение которой соответствует метке, выставленной на кривых ГК, НК, ЛМ;

• по кривым ГК, НК и ЛМ рассчитывают расстояние от привязочной метки до нижней границы планируемого интервала перфорации.

При вскрытии пласта "снизу-вверх" положение первой метки на кабеле для установки перфоратора находят, откладывая на кабеле от привязочной метки в сторону подъёмника отрезок, равный длине интервала перфорации, и завязывая в его конце двойную метку.

13.2.4 Факт срабатывания перфоратора устанавливают по звуковым эффектам, сейсмоакустическим сигналам, рывку кабеля. Для перфораторов, спускаемых на кабеле, срабатывание фиксируют по замыканию электрической цепи перфоратора, вызванному скважинной жидкостью. Оценку полноты срабатывания корпусных перфораторав и перфораторов, спускаемых на НКТ, выполняют внешним осмотром после их извлечения из скважины.

Для разрушающихся перфораторов оценка полноты срабатывания решается по материалам исследований акустическим телевизором (сканером).

13.2.5 Определение фактического положения интервала перфорации является обязательным во всех случаях, кроме спуска перфоратора на НКТ. Контроль положения интервала перфорации осуществляют:

• локацией муфт и отверстий (ЛМ);

• по данным термометрии, если они получены непосредственно после перфорации (эффективность выделения максимальна для бескорпусных перфораторов);

• по данным электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии колонн, которая также эффективна в случае применения бескорпусных перфораторов, создающих трещины в обсадных трубах или раздувающих их;

• по результатам АК-сканирования.

При проведении дострелов и уплотнения перфорации определение фактического положения достреленного интервала устанавливают по результатам термометрии и АК-сканирования.

13.3.1 Сверлящую перфорацию применяют для избирательного повторного вскрытия без ударного воздействия тонких нефтенасыщенных пластов, расположенных рядом с водонасыщенными породами, и для создания ремонтных отверстий в многоколонных скважинных конструкциях при ремонте скважин.

Разные модели сверлящих перфораторов позволяют производить вторичное вскрытие коллекторов в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах. При необходимости сверления нескольких отверстий в одной плоскости прибор комплектуют модулем углового ориентирования, который осуществляет поворот перфоратора вокруг его оси на заданный угол (без азимутальной привязки углов).

13.3.2 После получения заявки на проведение работ подготовка к проведению сверлящей перфорации заключается в получении материалов ГИС, необходимых для привязки интервала перфорации к разрезу; в ревизии скважинных приборов согласно требованиям эксплуатационной документации; проверке электрической изоляции приборов и наземных устройств (трансформатора, панели управления и автоматического выключателя).

Пробным пуском проверяют работоспособность прибора, контрольное время выхода и возврата в исходное положение прижимного рычага и сверла.

13.3.3 Работа на скважине включает операции:

• привязку интервала перфорации к глубине;

• приведение скважинного прибора и наземных устройств в рабочее состояние (заземление наземных устройств, долив рабочей жидкости в компенсатор давления, пробный пуск прибора на устье скважины);

• спуск прибора в интервал перфорации и производство сверлений;

• подъём прибора на дневную поверхность.

13.3.4 Время проведения и объёмы сверления документируют актом, аналогичным по форме и содержанию акту на проведение кумулятивной или пулевой перфорации.

13.3.5 Контроль расположения перфорационных отверстий осуществляют по материалам акустического сканирования или электромагнитной (магнитоимпульсной) дефектоскопии.

13.4.1 Свабирование нефтяных скважин с использованием геофизического оборудования производят с целью освоения скважины, увеличения дебита действующей скважины, понижения уровня жидкости в скважине или только в НКТ. В последнем случае недропользователь оборудует низ НКТ временным заколонным пакером, перекрывающим пространство между НКТ и обсадной колонной.

13.4.2 Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.

В НКТ ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащённого разъёмным кабельным наконечником.

13.4.3 Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:

• каротажный подъёмник, технические характеристики которого позволяют осуществлять подъём свабирующего устройства с грузом, геофизических приборов и столба жидкости массой до 1000 кг со скоростью не менее 3500 м/ч;

• специальный бронированный кабель с разрывным усилием не ниже 40 кН без обрывов проволок брони, "фонарей" и изгибов, имеющий одну или несколько информационных жил для электрического соединения геофизических датчиков с каротажным регистратором;

• свабирующее устройство не должно быть длиннее приёмной камеры лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба, должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ на 3-6 мм (для НКТ диаметром 2,5" на 5-6 мм).

13.4.4 Свабирование и сопровождающие его геофизические исследования выполняют согласно наряд-заказу и плану работ, согласованным между недропользователем и производителем работ.

13.4.5 Готовность скважины к свабированию оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя, постоянно находящийся на скважине при производстве работ, и начальник каротажной партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения Б. Кроме того:

• спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными (прорайбированными) и прошаблонированными;

• трубы должны иметь постоянный внутренний диаметр и быть плотно подогнанными в муфтах во избежание обрыва сваба;

• в НКТ на 600 м ниже планируемого уровня снижения жидкости должно быть установлено стоп-кольцо (муфта, внутренний диаметр которой на 1/2" меньше диаметра НКТ) для предотвращения падения сваба в скважину при его обрыве;

• низ НКТ оборудуют воронкой для прохождения геофизических приборов;

• обвязка ёмкости, предназначенной для сбора откачиваемой жидкости, и тройника-переходника должна быть выполнена из труб диаметром не менее 2" с быстроразъёмными резьбовыми соединениями;

• при освоении отдельно стоящих скважин фонтанная арматура должна быть оборудована аварийной линией, соединяющей затрубное пространство с ёмкостью для сбора жидкости. К аварийной линии предъявляются такие же требования, как к основной.

13.4.6 Натяжной мерный ролик крепят к фланцу устьевой арматуры, подвесной - за крюк талевого блока. Специальный бронированный кабель заводят от подъёмника под натяжным роликом, через навесной ролик и сальник лубрикатора.

13.4.7 Для крепления лубрикатора последовательно устанавливают на центральную задвижку тройник-переходник (тройник-разрядник), обеспечивающий прохождение сваба и кабеля в вертикальной плоскости и имеющий в горизонтальной плоскости отвод для излива отбираемой жидкости, переходную план-шайбу ("катушку") и превентор лубрикатора.

13.4.8 Подготовленный сваб или манометр с якорем подсоединяют к специальному бронированному кабелю и заводят в приемную камеру лубрикатора, после чего лубрикатор устанавливают на превентор лубрикатора, закрывают центральную задвижку, подсоединяют линию обвязки к тройнику-переходнику, закрывают задвижку на выкиде и проверяют герметичность лубрикатора, повышая постепенно давление жидкости.

13.4.9 Опускают в скважину и устанавливают на якорь автономный манометр.

13.4.10 При подсоединённом свабе устанавливают "нуль" счётчика глубин. Его установку проверяют через каждые два цикла свабирования (один цикл - 5-6 спуско-подъёмов сваба).

13.4.11 При открытых центральной задвижке и задвижке тройника-переходника опускают сваб в скважину без перепусков кабеля. Скорость спуска не должна превышать 3000 м/ч в воздухе и 500 м/ч в жидкости.

Глубина погружения сваба в жидкость не должна превышать 600 м при работе с манжетами на цельнометаллической оправке и 300 м, если манжеты выполнены на проволочном каркасе.

13.4.12 Подъём сваба выполняют без остановок на максимально возможной скорости, которую обеспечивает двигатель подъёмника. Рекомендуемая скорость - не менее 3500 м/ч. С глубины 100 м до устья скважины скорость ограничивают до 500 м/ч.

13.4.13 Для предупреждения аварийной ситуации, связанной с возможным выбросом сваба в начальный момент работы высокопродуктивного пласта или пласта, содержащего нефть с высоким значением газового фактора, процесс движения сваба по стволу скважины контролируют по показаниям манометра, датчику натяжения и провисанию кабеля.

13.4.14 Свабирование заканчивают после получения устойчивого фонтанного притока флюида, снижения уровня жидкости в скважине до заданного или отбора запланированного объёма флюида.

13.4.15 Свабирование прекращают при возникновении аварийных ситуаций:

• интенсивного притока разгазированной жидкости;

• прихвата и обрыва сваба или специального кабеля;

• неисправности подъёмника или лубрикатора;

• при загазованности рабочей площадки.

13.4.16 По окончании работ отдельным спуском кабеля извлекают из скважины автономный манометр.

13.4.17 Содержание и объёмы выполненных работ указывают в акте, который подписывают представители недропользователя и производителя работ.

13.5.1 Метод акустического воздействия основан на возбуждении в интервале перфорации акустического поля.

Применяется для увеличения проницаемости прискважинной зоны пласта за счёт очистки перфорационных отверстий и пор коллектора от механических примесей, газогидратных и асфальтеново-смолистых отложений и усиления ряда физических процессов - уменьшения сил поверхностного натяжения в капиллярах, устранения турбулизации и повышения скорости фильтрации, уменьшения вязкости извлекаемого флюида и др.

13.5.2 Основными характеристиками метода являются: частота (спектр частот) воздействующего акустического поля; интенсивность поля; механизм возбуждения (импульсный или непрерывный); время воздействия на пласт. Из-за многообразия физических процессов, лежащих в основе метода, и их недостаточной изученности, эти параметры подбираются опытным путем применительно к конкретным объектам интенсификации.

13.5.3 В аппаратуре для акустического воздействия частота акустического поля изменяется от долей Гц до десятков кГц.

Для возбуждения поля со спектром частот 0,1 Гц-1 кГц используют электрогидравлические излучатели, обеспечивающие электрический пробой в жидкости, инициированный сжиганием калиброванной проволочки, и позволяющие создать давление упругого воздействия до 10 МПа.

Для возбуждения поля с частотами от единиц до десятков килогерц применяют магнитострикционные или пьезоэлектрические преобразователи, обеспечивающие интенсивность поля на оси скважины до 10 кВт/м.

13.5.4 Методика исследований определяется производителем работ в соответствии с техническими параметрами аппаратуры, характеристиками объекта интенсификации и имеющегося опыта (технологии) работ.

Допускается проведение акустического воздействия как в остановленных, так и в работающих скважинах. Импульсное воздействие по результатам предпочтительнее непрерывного за счёт формирования более широкого спектра частот. Продолжительность воздействия изменяется от долей часа до нескольких часов на 1 м перфорированного интервала.

13.5.5 Рекомендуется комплексирование метода акустического воздействия с другими методами интенсификации добычи. Для повышения извлекаемости вязких нефтей акустическое воздействие должно сопровождаться работами по интенсификации, направленными на снижение вязкости (термическое воздействие и др.).

В сложных случаях рекомендуется возбуждение колебаний в максимально широком спектре частот, в частности, комбинированное воздействие на пласт, обеспечивающее как гидроударные эффекты, так и декольматацию приствольной зоны ультразвуковыми волнами, при условии многократного циклического воздействия на пласт.

При значительной кольматации призабойной зоны акустическому воздействию должна предшествовать кислотная обработка.

13.5.6 В документации выполнения работ по акустическому воздействию обязательно отражаются показатели по п.13.5.2.

13.5.7 Критерием эффективности акустического воздействия является изменение дебита объекта интенсификации относительно первоначального и увеличение периода времени между обработками.

13.5.8 Метод наиболее эффективен в терригенных коллекторах с пористостью 12-30% и проницаемостью более 20 мД. Эффективность снижается с ухудшением коллекторских свойств и увеличением вязкости нефти.

13.6.1 В основу технологии положен способ контролируемого гидродинамического воздействия на скважину и прискважинное пространство посредством циклических закачек растворов радона или короткоживущих изотопов натрия, обладающих повышенной гамма-активностью, которая быстро (десятки часов) снижается во времени вследствие коротких периодов полураспада обоих изотопов, либо солей бария ("буры"), обладающих аномально высокими нейтронными характеристиками. Контроль процессов и индикацию интервалов поглощения меченой жидкости ведут в первых двух случаях с помощью ГК, в последнем случае - с помощью НК.

Работы выполняют в необсаженных скважинах с целью выделения коллекторов, в том числе трещинных, при исследованиях сложных разрезов; в обсаженных скважинах - для определения негерметичных интервалов обсадных колонн и выявления заколонных перетоков.

Благоприятные условия применения соблюдаются в вертикальных и слабонаклонных неработающих скважинах. Применение технологии ограничено в скважинах: горизонтальных и сильно наклонных; оборудованных НКТ и обладающих приёмистостью ниже 1,0 м/сут; глубиной свыше 1000 м, не имеющих НКТ, приёмистость которых меньше 20,0 м/сут.

13.6.2 Работы с мечеными растворами являются радиационно опасными, так как радиоактивные вещества применяются в жидком или газообразном состояниях, создающих при их утечке потенциальную опасность радиоактивного загрязнения людей, промыслового оборудования и окружающей среды. Их выполняют, руководствуясь специально разработанными инструкциями, регламентирующими обеспечение радиационной безопасности, предотвращение и локализацию возможных радиоактивных загрязнений, радиационный контроль уровней загрязнений и учет индивидуальных доз облучения персонала, санитарную обработку людей, имеющих радиоактивное загрязнение кожных покровов, и дезактивацию оборудования.

13.6.3 Приготовление меченых растворов производят непосредственно на скважине с помощью насосного агрегата. Предварительно подготавливают вещества с повышенной гамма-активностью: радон - в медицинском барбураторе, изотоп натрия - в транспортируемой активационной установке, облучая двууглекислый натрий (NaCО) каротажными ампульными нейтронными источниками суммарной активностью (2-5)·10 нейтронов в секунду в течение 45 ч.

13.6.4 Для выделения интервалов поглощения меченых жидкостей необходимо выполнить измерения ГК или НК, по крайней мере, трижды: до начала воздействия; после попадания жидкостей в породы или в затрубное пространство; после промывки скважины от следов меченого вещества.

Реально выполняют 3-7 записей, прослеживая продвижение меченых жидкостей в исследуемом интервале.

13.6.5 В необсаженных скважинах поиск проницаемых пород ведут в призабойной части, которая находится ниже низа бурильных труб на 40-50 м. Продавливание меченой жидкости, объём которой составляет 2-2,5 м, осуществляют буровыми насосами через бурильные трубы. При достижении меченой жидкостью исследуемого интервала производят активацию продавливания посредством многократных подъёмов и спусков бурильных труб в пределах одной свечи.

13.6.6 В обсаженных скважинах меченую жидкость продавливают в исследуемый интервал с помощью насосного агрегата, контролируя её перемещение прибором ГК или НК, опущенным в скважину через лубрикатор.

13.6.7 Выделение поглощающих пластов (коллекторов в открытом стволе, мест повреждения обсадной колонны в обсаженной скважине) ведут по положению аномалий естественной гамма-активности или нейтронных характеристик, выявленных в результате контролируемого воздействия.

Место повреждения колонны отмечается резким изменением показаний ГК или НК и его стабильным положением во времени.

Интервал заколонного перетока определяется как интервал между местом негерметичности и поглощающим пластом. Его выделяют по появлению ещё одной аномалии и постепенному снижению её амплитуды во времени в границах поглощающего пласта.

13.6.8 Подготовку и проведение работ, обработку и оформление результатов ведут с соблюдением требований раздела 6.

13.7.1 Ликвидацию асфальтеновых, гидратных и парафиновых осложнений в насосно-компрессорных трубах (осадок на стенках, пробки) осуществляют с помощью электронагревателей прямого действия - ТЭНов, электрохимических и индукционных, опускаемых в скважину на геофизическом кабеле.

13.7.2 Комплект оборудования для проведения работ содержит: каротажный подъёмник; геофизический или специальный кабель, обеспечивающий подачу к нагревателю требуемой мощности электрического тока; лубрикатор с боковым вентилем для стравливания жидкости; разделительно-повышающий трансформатор, разделяющий нагреватель и общую электрическую сеть промысла; нагреватель.

Подключение трансформатора к сети выполняют по стандартной схеме - четырёхпроводной линией с глухозаземлённой нейтралью или трёхпроводной линией с заземлением на контур.

Заземление трансформатора и подъёмника выполняют медными проводами сечением не менее 16 мм. Суммарная величина сопротивления заземляющего провода и контура заземления (устья скважины) не должна превышать 4 Ом.

13.7.3 Работы выполняют по планам, которые составляют на каждую скважину и утверждают у главного инженера нефтепромыслового предприятия.

13.7.4 Готовность скважины к проведению работ по ликвидации осложнений оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя и начальник геофизической партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям приложения Б. Кроме того:

• не далее, чем в 5 м от устья, должна быть установлена ёмкость для сбора жидкости, стравливаемой через боковой вентиль лубрикатора;

• скважина (НКТ) должна быть заполнена жидкостью до устья;

• в скважинах, где ожидается буферное давление более 3 МПа, содержащих нефтяные пласты с газовым фактором более 100 м/м и во всех газовых скважинах, в которых отсутствует свободный выход газа, ликвидацию осложнений производят с использованием цементировочного агрегата или другого насоса, подсоединенного к выкидной линии фонтанной арматуры и предназначенного создавать противодавление в НКТ с целью исключения самопроизвольного выброса электронагревателя.

13.7.5 Спуск нагревателя в скважину производят через лубрикатор при закрытых задвижках на выкидных линиях и открытых трубной и затрубной задвижках со скоростью не более 5000 м/ч. При подходе и в предполагаемом интервале осложнения скорость спуска уменьшают до 1000 м/ч и далее до 100 м/ч.

Контроль за глубиной спуска ведут с помощью механического счётчика и датчика глубин, установленного на мерном ролике.

13.7.6 Подачу напряжения питания на электронагреватель производят только после его спуска в интервал осложнения. Пусковой ток составляет 20-40 А, номинальный - 20-30 А.

В процессе проведения работ осуществляют регистрацию тока питания нагревателя, глубины его спуска и хронометраж работ.

13.7.7 После прохождения электронагревателем 10-15 м в интервале осложнения, но не более чем через один час его работы, производят подъём нагревателя до устья скважины с последующим спуском до места последнего прогрева.

13.7.8 После разрушения осложнения по всему интервалу электронагреватель выключают и поднимают на поверхность.

За 50 м до устья скважины прекращают подъём нагревателя лебёдкой и вручную втягивают его в лубрикатор. Закрывают центральную задвижку фонтанной арматуры, сбрасывают давление в лубрикаторе и извлекают нагреватель.

13.7.9 Работы прекращают досрочно, если при повторных спуско-подъёмах нагревателя и прогревах в течение 1-2 ч он останавливается на одной глубине, что свидетельствует о нахождении в НКТ посторонних предметов (металла, проволоки и т.п.).

13.7.10 При прихвате геофизического кабеля, вызванного застыванием асфальтеновых или парафиновых отложений выше нагревателя, необходимо его разогреть подачей со вторичной обмотки трансформатора через коллектор каротажной лебёдки трёхфазного напряжения.

14.1.1 Электрический и электромагнитный каротаж - исследования скважин, основанные на изучении электрических и электромагнитных свойств горных пород и насыщающих их флюидов.

14.1.2 Электрический каротаж (ЭК) - исследования горных пород, основанные на регистрации параметров естественного или искусственного постоянного (квазипостоянного) электрических полей.

14.1.3 Электромагнитный каротаж (ЭМК) - исследования горных пород, основанные на измерении параметров искусственного переменного электромагнитного поля.

14.1.4 Для изучения изменения электрических параметров пород в радиальном направлении от скважины к неизменённой части пласта применяют комплексирование разноглубинных измерительных зондов одного вида - БКЗ, ИКЗ, ВИКИЗ - либо различных видов, реализующих зонды с разной радиальной глубинностью исследований, например, - МК, БМК, БК, ИК.

14.1.5 Для всех методов ЭК, ЭМК, за исключением ПС, выполняют первичные, периодические и полевые калибровки скважинных приборов. Виды, очерёдность и сроки калибровок типичные для всех скважинных приборов (см. раздел 6).

14.1.6 Приборы ЭК и ЭМК, допущенные к измерениям, должны быть обеспечены методическими средствами, включающими:

• зависимости между показаниями измерительного зонда (кажущиеся электрическое сопротивление и электропроводность ) и удельным сопротивлением пород в широких диапазонах изменения толщин исследуемых пластов, удельных сопротивлений промывочной жидкости () и вмещающих пород;

• зависимости показаний от изменений технологических факторов - диаметров скважины, толщин глинистых и шламовых корок;

• программные или палеточные средства, позволяющие провести первичную обработку данных и определить или во всем диапазоне измерений.

14.1.7 Рекомендуемый порядок проведения исследований определяется типами используемых скважинных приборов и наземных средств: являются ли приборы цифровыми или аналоговыми с оцифровкой данных на дневной поверхности; имеются ли в приборах встроенные источники нуль- и стандарт-сигналов; предусмотрена ли возможность одновременного измерения геофизической величины и регистрации нуль- и стандарт-сигналов. Общее требование - рабочие файлы должны содержать результаты:

• полевой калибровки (тестирования) приборов ЭМК в воздухе и приборов ЭК после их спуска в скважину и полного погружения в промывочную жидкость;

• регистрации нуль- и стандарт-сигналов в исследуемом интервале до начала измерений;

• основного измерения при подъёме прибора;

• повторного измерения;

• контрольного измерения в интервале каверн и при входе в обсадную колонну;

• регистрации нуль- и стандарт-сигналов и тестирования приборов по окончании основного и повторного измерений.

14.1.8 Контроль качества материалов ЭК, ЭМК проводят на основании общих, единых для всех методов ГИС критериев, и частных критериев, установленных для отдельных методов ЭК и ЭМК.

14.1.9 Первичную обработку результатов измерений ЭК и ЭМК проводят на основе общих процедур, единых для всех методов ГИС, и частных, устанавливаемых только для ЭК и ЭМК.

14.2.1 Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) предусматривает измерение потенциала или градиента потенциала естественного электрического поля, вызванного самопроизвольной поляризацией горных пород, относительно потенциала на дневной поверхности. Единица измерения - милливольт (мВ).

14.2.2 Измерительный зонд состоит из электрода М , расположенного на изолированном основании (например, среди электродов БКЗ), и удалённого неподвижного электрода (заземления) N , опущенного в ёмкость с промывочной жидкостью на дневной поверхности. Точка записи ПС совпадает с положением электрода M .

14.2.3 Первичная и периодические калибровки регламентируются только для цифровых приборов, а полевая - для аналоговых с оцифровкой данных в наземном регистраторе. Калибровка включает запись нуль-сигнала при закороченных электродах M и N и стандарт-сигнала, когда в цепь электродов M и N включён градуированный компенсатор поляризации (ГКП) с напряжением 25, 50, 100 мВ (в зависимости от амплитуд ПС, наблюдаемых в исследуемом разрезе).

14.2.4 Исследования в скважинах выполняют согласно общим требованиям (см. раздел 6).

14.2.5 При записи кривой ПС возможны следующие помехи и искажения:

14.2.6 Контроль качества регистрации ПС предусматривает:

14.2.7 Твёрдые копии результатов измерений представляют в линейном масштабе в треке Т1 стандарта API (рис.1). Масштаб кривой выбирают из ряда 25; 12,5; 5 и 2,5 мВ/см таким образом, чтобы она занимала центральную часть трека Т1 в пределах 80% его ширины.

14.3.1 Боковое каротажное зондирование (БКЗ) - электрический каротаж с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - ом-метр (Ом·м).

Боковое каротажное зондирование применяют для исследований всех типов разрезов с целью определения:

• радиального градиента электрического сопротивления пород и выделения на этой основе пород-коллекторов, в которые происходит проникновение промывочной жидкости;

• удельных электрических сопротивлений (УЭС) неизменённой части пластов и зон проникновения;

• оценки глубины проникновения.

14.3.2 Стандартная технология БКЗ предусматривает регистрацию за одну спускоподъёмную операцию показаний пяти последовательных градиент-зондов - A 0,4М 0,1N ; A 1,0М 0,1N ; A 2,0M 0,5N ; A 4,0М 0,5N ; A 8,0M 1,0N , - одного обращенного градиент-зонда (обычно M 0,5N 2,0A ), одного потенциал-зонда (обычно N 6,0М 0,5A или N 11,0M 0,5A ), а также ПС и токовой резистивиметрии.

Длины градиент-зондов определяются как расстояние от непарного электрода А до средней точки между парными электродами М и N , последняя является точкой записи градиент-зонда. Длина потенциал-зонда - расстояние между непарными сближенными электродами, точка записи соответствует средней точке между ними.

Допускается реализация БКЗ нефокусированными зондами других размеров и типов (например, потенциал-зондами) при условии, что для такой технологии имеется метрологическое и методическое обеспечение, удовлетворяющее требованиям п.14.1.6.

14.3.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования скважин ведут согласно общим требованиям раздела 6.

14.3.4 Исследования выполняют согласно п.14.1.7 в начальный период геофизических работ, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

14.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются п.6.6.3 и п.14.1.8. Кроме того:

14.3.6 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в треках T1, Т2, Т3 (рис.1).

14.4.1 Микрокаротаж (МК) - электрические исследования двумя микрозондами (градиент-микрозондом и потенциал-микрозондом) существенно малой длины, установленными на прижимном изоляционном башмаке. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление прискважинной зоны в пределах радиуса исследования каждого зонда. Единица измерения - ом-метр (Ом·м).

14.4.2 Прибор МК обычно содержит градиент-микрозонд A 0,025M 0,025N и потенциал-микрозонд A 0,05M , размещённые на выносном электроизоляционном башмаке. Корпус прибора служит вторым (обратным) токовым электродом (В ) для обоих зондов и измерительным электродом N для потенциал-микрозонда. Комплексный скважинный прибор микрометодов содержит также второй изоляционный башмак, на котором расположен измерительный зонд бокового микрокаротажа. Расстояние между башмаками соответствует показаниям микрокаверномера.

Длина градиент-микрозонда - расстояние от непарного электрода А до средней точки между парными электродами М и N ; последняя является точкой записи. Длина потенциал-микрозонда - расстояние между непарными электродами; за точку записи принимают середину между токовым и измерительным электродами. Для применяемых размеров зондов МК точки записи считают совпадающими.

14.4.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные требования следующие:

14.4.4 Исследования проводят согласно требованиям п.14.1.7 после выполнения других видов ЭК и ЭМК.

14.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются п.6.6.3 и п.14.1.8. Дополнительные критерии заключаются в следующем:

14.4.6 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в треке Т2 стандарта API (рис.1).

14.5.1 Каротаж потенциалов вызванной поляризации в варианте электрического каротажа (ВП) - это электрические исследования, основанные на измерении разности потенциалов, вызванных электрической поляризацией горных пород под действием первичного поляризующего поля.

Исследования применяют для выявления пород, содержащих вкрапленные минералы с электронной проводимостью (участки пиритизации и др.), и связанных с ними специфичных интервалов разреза - битуминозных отложений, зон окисленной нефти, контактов "вода-углеводороды", в том числе палеоконтактов, поверхностей несогласий и др.; выделения пластов с различным содержанием углистого материала.

Данные ВП могут быть использованы для литологического расчленения разреза (иногда более детального, чем по ПС), в том числе для выделения: тонких алевритовых прослоев в песчаных толщах; коллекторов, включая трещинные, в низкопроницаемых объектах; интервалов разреза с различной минерализацией пластовых вод, включая участки обводнения коллекторов пресными нагнетаемыми водами.

14.5.2 В приборах для измерения потенциалов ВП используются обычные трёхэлектродные зонды с расстояниями AM =0,04-0,1 м и MN (AB )=2-5 м.

Эффективность исследований повышается при использовании специальных четырёхэлектродных потенциал-зондов (например, A 0,04M 0,045,0B ), конструкции которых (симметричное и близкое расположение измерительного электрода М относительно раздвоенного токового электрода А ) позволяют исключить поляризационное влияние электрода А на электрод М .

14.5.3 Калибровки скважинного прибора выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

14.5.4 Исследования скважин проводят согласно требованиям п.14.1.7. Дополнительные требования заключаются в следующем:

14.5.5 Контроль качества материалов сводится к проверке информации о поляризующем токе (сила тока, частота). Значение против чистых глин должно быть близким к нулю.

14.5.6 Первичная обработка состоит в расчёте значений и расчёте вызванной электрохимической активности пород как отношения . Выполнение других процедур, в том числе обработка спектральных данных, не регламентируется.

14.5.7 Форма представления данных на твёрдых копиях не регламентируется. Обязательно представление кривых или и или при единичном измерении.

14.6.1 Резистивиметрия - вид исследования, предназначенный для определения удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину.

В открытом стволе данные резистивиметрии предоставляют информацию об УЭС промывочной жидкости, необходимую для количественной обработки данных ЭК и ЭМК. Метод применяют также для определения интервалов поглощения промывочной жидкости в скважине.

14.6.2 Простейший измерительный зонд токовой резистивиметрии представляет собой обычный четырёхэлектродный зонд сопротивления малого размера, полностью погруженный в жидкость и расположенный в верхней части изоляционной "косы" скважинных приборов БКЗ, стандартного каротажа, БК.

Для уменьшения влияния горных пород и обсадной колонны на измеряемые значения удельного электрического сопротивления промывочной жидкости один из измерительных электродов (N ) выполнен в виде выпуклых рёбер, не позволяющих приближаться двум другим электродам (центральному измерительному М и кольцевому токовому А ) к стенке скважины. Вторым токовым электродом В служит заземление на дневной поверхности.

14.6.3 Калибровки резистивиметра проводят согласно общим требованиям раздела 6, размещая измерительный зонд в баке с водой, удельное электрическое сопротивление которой находится в диапазоне измерения УЭС токовым резистивиметром.

14.6.4 Измерения в скважине удельного сопротивления промывочной жидкости проводят согласно требованиям п.14.1.7. Дополнительные требования заключаются в следующем:

14.6.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются требованиями раздела 6. Дополнительные требования следующие:

14.6.6 На твёрдых копиях кривую резистивиметрии отображают в линейном масштабе в треке глубин TD (рис.1).

14.7.1 Боковой каротаж (БК) - электрические исследования фокусированными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление. Единица измерения - ом-метр (Ом·м).

Значения кажущихся сопротивлений , измеряемые при боковом каротаже, слабо искажаются влиянием скважины и вмещающих пород. Поэтому БК эффективен для изучения разрезов с частым чередованием пластов, характерным, например, для карбонатных пород, а также в условиях высоких отношений удельных сопротивлений пород и промывочной жидкости .

Благодаря высокому вертикальному разрешению БК целесообразно применять также для исследования терригенных разрезов, разбуренных на пресных и минерализованных промывочных жидкостях.

14.7.2 Для проведения БК применяют одно- и многозондовые приборы, а также комплексные приборы, содержащие зонды БК и других методов ЭК и ЭМК. Техническим ограничением комплексирования является длина скважинного прибора. Целесообразно комплексирование БК с БКЗ с использованием единой изоляционной "косы".

14.7.3 Первичную, периодические и полевые калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

14.7.4 Исследования выполняют согласно требованиям п.14.1.7 в начальный период геофизических работ, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с формированием глубоких зон проникновения.

14.7.5 Основные положения контроля качества первичных данных регламентируются разделом 6. Специальные критерии заключаются в следующем:

14.7.6 На твёрдых копиях результаты измерений БК представляют в логарифмическом масштабе в треке Т2 (рис.1).

14.8.1 Боковой микрокаротаж (БМК) - электрические исследования фокусированным микрозондом, установленном на прижимном изоляционном башмаке. Измеряемая величина - кажущееся удельное электрическое сопротивление прискважинной зоны в пределах радиуса исследования зонда. Единица измерения - ом-метр (Ом·м).

14.8.2 В приборах БМК применяют боковые микрозонды с трубчатой или радиально-сферической фокусировкой тока.

Наибольшее распространение получили двух- и трёхэлектродные микрозонды с трубчатой фокусировкой тока. Двухэлектродный боковой микрозонд содержит на лицевой поверхности башмака центральный электрод и охватывающий его экранный электрод , одновременно являющийся измерительным электродом М . У трёхэлектродного зонда имеется дополнительный контрольный измерительный электрод M , расположенный между электродами и . Обратным токовым электродом В и измерительным электродом N служит корпус прижимного устройства.

За точку записи зонда БМК принимают середину центрального электрода .

14.8.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные для метода требования следующие:

14.8.4. Исследования проводят согласно требованиям п.14.1.7 после выполнения других видов ЭК и ЭМК.

14.8.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются п.6.6.3 и п.14.1.8. Дополнительные критерии заключаются в следующем:

14.8.6 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т3 стандарта API (рис.1). При выполнении измерений комплексным прибором трек Т1 содержит также данные микрокаверномера, трек Т2 - данные микрокаротажа.

14.9.1 Индукционный каротаж (ИК) основан на измерении кажущейся удельной электрической проводимости пород в переменном электромагнитном поле в частотном диапазоне от десятков до сотен килогерц.

Реализованы варианты измерения как активной компоненты кажущейся удельной электрической проводимости , которая пропорциональна ЭДС, синфазной току генераторной цепи зонда, так и реактивной компоненты , пропорциональной ЭДС, сдвинутой по фазе относительно тока генераторной цепи зонда на величину /2. Единица измерения - сименс на метр (См/м), дробная - миллисименс на метр (мСм/м).

14.9.2 Простейший измерительный зонд ИК состоит из генераторной и измерительной цепей, содержащих, по крайней мере, по одной катушке - генераторной и измерительной. Реально общее число катушек зонда ИК, как правило, не меньше 3 и не больше 8. При построении многозондовых приборов ИК одну из цепей (генераторную или измерительную) выбирают общей для всех зондов.

Длина зонда ИК - расстояние между основными генераторной и измерительной катушками. Точку на оси зонда, для которой проходящая через неё и перпендикулярная оси зонда плоскость делит все пространство на два полупространства с равными геометрическими факторами, принимают за точку записи.

14.9.3 Первичную, периодическую и полевую калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

14.9.4 Исследования в скважинах прибором ИК проводят согласно требованиям п.14.1.7 непосредственно после проведения БКЗ, БК или одновременно с ними.

14.9.5 Контроль качества первичных данных осуществляется согласно требованиям п.6.6.3 и п.14.1.8. Кроме того:

14.9.6 На твёрдых копиях результаты измерений проводимости представляют в линейном масштабе в треке Т2 стандарта API, а при их выводе как кривых сопротивлений - в логарифмическом масштабе в том же треке (рис.1).

14.10.1 Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ) представляет собой измерение параметров магнитного поля трёхкатушечными индукционными зондами, обладающими геометрическим и электродинамическим подобием.

Измеряемой величиной в методе ВИКИЗ является разность фаз гармонического магнитного поля, распространяющегося в проводящей среде от источника излучения до приёмников, удалённых от источника на различные расстояния (база измерения). Разность фаз характеризует удельное электрическое сопротивление пород и электрические неоднородности прискважинной зоны, которые учитывают итерационным подбором интерпретационных моделей. Выходные расчётные величины после обработки первичных данных - удельные сопротивления зоны проникновения, окаймляющей зоны и удалённой от скважины части пласта, незатронутого проникновением, а также глубина зоны проникновения.

14.10.2 Стандартная технология ВИКИЗ (см. пораздел 2.8) предусматривает регистрацию за одну спускоподъёмную операцию показаний пяти разноглубинных зондов индукционного каротажа и потенциала самопроизвольной поляризации (ПС) пород.

В измерительном зонде все излучающие и приёмные катушки коротких зондов размещены между излучающей и приёмной катушками двухметрового зонда. Длины зондов уменьшаются последовательно, начиная с зонда двухметровой длины; коэффициент уменьшения - корень квадратный из двух. Самый короткий зонд имеет длину 0,5 м. База измерения равна расстоянию между приёмниками и составляет пятую часть от длины зонда. Для двухметрового зонда база равна 0,4 м, а для наименьшего зонда - 0,1 м.

Точка записи - середина базы измерения. Электрод ПС размещен в нижней части защитного контейнера.

14.10.3 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно общим требованиям раздела 6.

Полевая калибровка выполняется, если при исследованиях используется наземная панель управления. Дополнительные для метода требования заключаются в следующем:

14.10.4 Исследования скважин выполняют согласно требованиям п.14.1.7 в начальный период геофизических работ, чтобы исключить влияние эффектов, связанных с образованием глубоких зон проникновения.

14.10.5 Основные положения контроля качества первичных материалов ВИКИЗ регламентируются п.6.6.3. Дополнительные критерии заключаются в следующем:

14.10.6 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т3 стандарта API (рис.1).

14.11.1 Электромагнитный каротаж по затуханию (ЭМКЗ) основан на измерении затухания высокочастотного электромагнитного поля, возбуждаемого генераторными катушками.

ЭМКЗ применяют для определения электрической проводимости пород, с которой связано затухание электромагнитного поля. Его данные используют:

• для определения удельной электрической проводимости (удельного электрического сопротивления) части пласта, незатронутой глубоким проникновением;

• для выделения коллекторов в случае глубоких (диаметр более 0,8 м) зон проникновения;

• в комплексе с данными ИК - для выделения низкоомных окаймляющих зон в нефтенасыщенных пластах.

14.11.2 Стандартная технология ЭМКЗ предусматривает проведение измерений, по крайней мере, двумя разноглубинными зондами на частотах 400 кГц (большой зонд длиной 5,8 м) и 2500 кГц (зонд средней глубинности длиной 2,3 м), точки записи которых совмещены.

14.11.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6.

14.11.4 Исследования в скважинах выполняют согласно требованиям п.14.1.7. Скорость каротажа - не более 1500 м/ч.

14.11.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

14.11.6 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в логарифмическом масштабе в треке Т2 стандарта API (рис.1).

14.12.1 Диэлектрический каротаж (ДК) основан на измерении амплитудных и/или фазовых характеристик высокочастотного магнитного поля, возбуждаемого генераторной катушкой зонда в частотном диапазоне выше первых десятков мегагерц.

Диэлектрический каротаж выполняют с целью измерения относительной диэлектрической проницаемости пород и оценки по её значениям характера насыщенности пластов при низкой минерализации пластовых вод, когда дифференциация продуктивных и водоносных пластов по УЭС незначительна. К вспомогательным задачам относят определение эффективных нефте-газонасыщенных толщин и положений контактов углеводородов с водой, оценку объёмной влажности коллекторов, если диаметр проникновения не превышает 0,6-0,8 м.

14.12.2 Прибор ДК содержит трёхэлементные измерительные зонды, состоящие из двух сближенных генераторных и одной приёмной катушек или, наоборот, из генераторной и двух сближенных приёмных катушек, которыми измеряют разность фаз (или , ) напряжённости магнитного поля, амплитуды ( и ) напряжённости магнитного поля и величины, производные от амплитуд, - разность или отношение амплитуд. Длина зонда - расстояние между генераторной и приёмной катушками; измерительная база зонда - расстояние между парными генераторными или приёмными катушками. Точку записи при регистрации разности фаз или напряжённости магнитного поля относят к середине базы.

Рекомендуется использование приборов, позволяющих: определять относительные фазовые (, , ) и относительные амплитудные характеристики , что обеспечивает автономность обработки и ослабление влияния геолого-технических условий измерений (скважины, вмещающих пород); реализовать не менее двух длин зондов или двух частот для обеспечения радиальных исследований. Диапазон применяемых частот - 15-60 МГц.

Вид исследований не вышел из стадии опытно-методического применения, поэтому задачи комплексирования прибора с другими модулями ГИС не актуальны.

14.12.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6. Дополнительные требования заключаются в следующем:

14.12.4 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям п.14.1.7 после выполнения других видов ЭК и ЭМК. Их выполняют также в скважинах "старого фонда", обсаженных неметаллической обсадной колонной.

14.12.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования для данного вида исследований следующие:

14.12.6 На твёрдых копиях представляют измеренные значения относительных фазовых и амплитудных характеристик, а также расчётную кривую . Форма представления не регламентируется.

15.1.1 Радиоактивный каротаж (РК) - исследования, основанные на измерении параметров полей ионизирующих частиц (нейтронов и гамма-квантов) с целью определения ядерно-физических свойств и элементного состава горных пород.

15.1.2 Радиоактивный каротаж нефтяных и газовых скважин включает следующие основные группы измерений: гамма-каротаж - ГК, гамма-гамма-каротаж - ГГК, нейтронный каротаж - НК, нейтронный активационный каротаж. Каждая группа подразделяется на несколько модификаций, различающиеся типом и/или энергетическим спектром регистрируемого излучения, конструкцией измерительных зондов, методиками измерений и обработки первичных данных.

15.1.3 Приборами РК непосредственно измеряются сигналы детектора(ов) ионизирующего излучения в виде скорости счёта - числа импульсов, регистрируемых в единицу времени. В импульсных и спектрометрических модификациях РК регистрируют скорости счёта во временных и/или энергетических окнах.

Переход от скорости счёта к геофизическим характеристикам пород (плотность пород, эффективный атомный номер элементов, макросечение захвата нейтронов и др.) и их геологическим параметрам (пористость, насыщенность, вещественный состав пород) осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересечённых скважиной, или методами математического моделирования.

15.1.4 Наиболее важными эксплуатационными и метрологическими характеристиками приборов РК являются:

• диапазоны измерения геофизических характеристик;

• предел допускаемой основной погрешности измерений,

• допускаемые максимальные скорости счёта;

• нестабильность скорости счёта при непрерывной работе прибора;

• максимальные значения температуры и давления в скважине;

• максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);

• вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.

Значения этих характеристик и допускаемые отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

15.1.5 Минимальные требования к методическому обеспечению обработки данных заключаются в наличии основных интерпретационных зависимостей, устанавливающих взаимосвязь между измеряемыми скоростями счёта и искомыми геофизическими характеристиками или геологическими параметрами пород для стандартных условий измерений, а также дополнительных зависимостей, позволяющих учесть влияние на основные зависимости геолого-технических условий измерений: давления и температуры в скважине, её диаметра, свойств промывочной жидкости и глинистой корки, диаметров и толщин обсадной колонны и цементного кольца, вещественного состава пород, минерализации пластовых вод, плотности флюидов и т.п.

Стандартные условия для большинства видов РК заключаются в следующем:

• породы представлены чистым известняком (минералогическая плотность 2,71 г/см) с гранулярной (межзерновой) пористостью;

• поры породы и ствол скважины заполнены пресной водой, минерализация которой меньше 0,2 г/л;

• диаметр скважины равен 200 мм, каверны и глинистая корка отсутствуют;

• прибор прижат к стенке скважины;

• температура окружающей среды 20°С, давление атмосферное.

15.1.6 В зависимости от решаемой задачи выделяют общие и детальные исследования методами РК (см. раздел 7). Отличия между ними заключаются в требованиях получения неискажённой информации для пластов с минимальной толщиной (), параметры которых подлежат количественной оценке, и заданной статистической (случайной) погрешности, приведенной к пласту толщиной =1 м, значение которой определяется выражением:

%,

где J - средняя скорость счёта (имп/мин), v - скорость подъёма прибора (м/ч).

Выполнение этих требований (таблица 5) достигается выбором максимально допустимой скорости каротажа, которая, при отсутствии каких-либо других, специальных для конкретного типа приборов требований, определяется выражением:

,

где - эффективная длина зонда, м.

Таблица 5 - Требования к минимальным толщинам и значениям случайных погрешностей для общих и детальных измерений РК

При использовании нескольких каналов регистрации выбирается значение , минимальное для одного из каналов.

Уменьшение случайной погрешности достигается снижением скорости каротажа. В случае если подъёмник не обеспечивает необходимую (низкую) скорость каротажа, измерения выполняют за несколько спускоподъемных операций. Их количество определяется делением минимально возможной скорости каротажа, которую обеспечивает подъёмник, на требуемую скорость измерений.

15.1.7 Повышение детальности исследований достигается уменьшением шага дискретизации по глубине при одновременном снижении скорости каротажа. Шаг дискретизации по глубине выбирают из ряда 0,2; 0,1; 0,05 м.

15.1.8 Процедуры калибровки скважинных приборов, проведения измерений, контроля качества первичных данных, редактирования и первичной обработки данных, выдачи твёрдых копий регламентируются требованиями раздела 6.

15.1.9 Калибровку, техническое обслуживание, исследования скважин приборами радиоактивного каротажа проводят, строго соблюдая требования документов: СП 2.6.1.758-99 "Нормы радиационной безопасности НРБ-99". М.: Минздрав России, 1999; СП 2.6.1.799-99 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99", М.: Минздрав России, 2000; отраслевых нормативно-технических и руководящих документов по обеспечению радиационной безопасности.

15.1.10 Все работы с источниками ионизирующих излучений и радиоактивными веществами проводит персонал, обученный и допущенный к соответствующим видам работ в соответствии с требованиями, нормами и правилами НРБ-99 и ОСПОРБ-99.

15.1.11 Работы на метрологических стендах по поверке скважинных приборов, в которых установлены источники радиоактивного излучения, выполняют в специально выделенных помещениях (площадках), исключающих доступ лиц, не допущенных к работе с ионизирующими излучениями и непосредственно не занятых работами по поверке.

Поверку источников -137 на герметичность упаковки активной компоненты выполняют, располагая один раз зондовую часть прибора ГГК-П коллимационными отверстиями вниз на стандартном образце плотности, выполненном из алюминия, второй раз - располагая тот же образец плотности на зондовой части, повернутой коллимационными отверстиями вверх. Допустимая разность показаний при указанных положениях прибора не должна превышать ±3%.

15.1.12 Предприятия и организации, выполняющие работы с источниками ионизирующего и радиоактивного излучения, должны быть оснащены переносными приборами для измерения мощности дозы гамма- и нейтронного излучения и радиометрами альфа- и бета-излучения для контроля загрязнения кожных покровов людей, средств индивидуальной защиты, поверхностей промыслового оборудования и грунта.

15.2.1 Интегральный гамма-каротаж (ГК) основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина - скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчётная величина - мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР/ч).

Гамма-каротаж применяют для решения задач: выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся пониженной или повышенной гамма-активностью; литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород; выделения коллекторов; оценки глинистости пород; массовых поисков радиоактивного сырья. В обсаженных скважинах ГК применяют для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой. С использованием ГК решают технологическую задачу - увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

Гамма-каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

15.2.2 Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Модуль ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.

15.2.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.2.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.2.5 На твёрдых копиях результаты измерений представляют в линейном масштабе в треке Т1 (рис.1).

15.3.1 Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основан на измерении спектрального состава естественного гамма-излучения горных пород с целью определения массовой концентрации в породах урана, тория и калия. Измеряемые величины - скорости счёта в энергетических окнах в имп/мин, расчётные величины - массовые содержания в породе урана и тория, в промилле (рpm), калия - в процентах (%).

Спектрометрический гамма-каротаж применяют для решения задач детальной стратиграфической корреляции разрезов, выделения отдельных литотипов пород в различных фациях, количественной оценки глинистости пород, типа и содержания глинистых минералов и органогенного углерода, выделения при благоприятных условиях высокопроницаемых и трещиноватых зон и обводнённых интервалов.

Выполняют в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

15.3.2 Измерительная установка СГК состоит из сцинтилляционного детектора гамма-излучения и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

Скважинный прибор, изготовленный в виде модуля, комплексируют с другими модулями без ограничений.

15.3.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации на прибор.

15.3.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.3.5 На твёрдых копиях кривые массовых содержаний урана, тория и калия представляют в линейном масштабе в треке Т2, интегральную кривую ГК - в треке Т1 (рис.1).

15.4.1 Нейтронный каротаж (НК) основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина - скорость счёта в импульсах в минуту (имп/мин); расчётная величина - водородосодержание пород в стандартных условиях (см. п.15.1.5) в процентах.

В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам - ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам - ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж - НГК. Первые два вида исследований выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК - однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

Нейтронный каротаж применяют в необсаженных и обсаженных скважинах с целью литологического расчленения разрезов, определения ёмкостных параметров пород (объёмов минеральных компонент скелета и порового пространства), выделения газожидкостного и водонефтяного контактов, определения коэффициентов газонасыщенности в прискважинной части коллектора.

15.4.2 Областями эффективного применения НК при определении пористости и литологическом расчленении разреза являются:

• для ННК-НТ - породы с любым водородосодержанием, любыми генерализациями пластовых вод и промывочной жидкости (в том числе с любой контрастностью и в зоне исследования метода), при невысокой кавернозности ствола скважины;

• для ННК-Т - породы с любым водородосодержанием, невысокими и (меньше 50-70 г/л NaCl) и слабой контрастностью и ;

• для НГК - породы с низким (меньше 8-12%) водородосодержанием и любыми и , а также породы со средним (8-20%) водородосодержанием, если и не превышают 100 г/л.

Областями эффективного применения НК при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении коэффициента газонасыщенности являются:

• для ННК-НТ - породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм;

• для ННК-Т - породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм;

• для НГК - породы с водородосодержанием менее 20%.

15.4.3 Измерительный зонд НК содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов.

Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений.

15.4.4 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.4.6 На твёрдых копиях кривую водородосодержания отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис.1).

15.5.1 Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счёта во временных окнах, основными расчётными - макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата (е.з.), равных 10 см, и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контроля за процессом испытания и освоения скважин.

Наиболее эффективный способ применения ИНК - выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами.

15.5.2 Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи - середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов - середина расстояния между детекторами.

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

15.5.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно требованиям эксплуатационной документации.

15.5.4 Скважинные исследования включают два этапа: оценочный и основной.

15.5.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительный критерий:

15.5.6 На твёрдых копиях результирующие кривые и отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис.1).

15.6.1 Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (ИНГК-С) основан на измерении энергетического и временного распределения плотности потока гамма-излучения, возникающего в результате нейтронных реакций, с целью определения элементного состава горных пород и пространственно-временных характеристик регистрируемого излучения.

Измеряемыми величинами являются скорости счёта в энергетических и временных окнах. Расчётными величинами являются скорости счёта в энергетических окнах, соответствующих энергиям гамма-квантов неупругого рассеяния быстрых нейтронов и радиационного захвата тепловых нейтронов для основных породообразующих элементов (С, О, Н, Са, Si, Fe, CI и др.). Интерпретационными параметрами служат макросечение (10 см) захвата тепловых нейтронов и коэффициент (%) водонасыщенной пористости, а также отношения счёта С/О и Ca/Si в окнах, характеризующих элементы, определяющие, прежде всего, литологическую принадлежность и насыщенность пород.

15.6.2 ИНГК-С применяют в обсаженных скважинах для оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности, определения интервалов обводнения продуктивных коллекторов независимо от минерализации пластовых вод и для сопровождения процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов.

15.6.3 Измерительный зонд содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов и один-два детектора гамма-излучения. Длина зонда 0,4-0,6 м, точка записи - середина зонда.

Модуль ИНГК-С комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

15.6.4 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно требованиям эксплуатационной документации.

15.6.5 Скважинные исследования включают два этапа:

15.6.6 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.6.7 На твёрдых копиях результирующие кривые С/О, Ca/Si, и отображают в линейном масштабе в треке Т2 (рис.1).

15.7.1 Гамма-гамма-каротаж (ГГК) - исследования, основанные на регистрации плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным ампульным источником гамма-квантов. В зависимости от энергетического спектра регистрируемого гамма-излучения различают плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-П), показания которого обусловлены в основном плотностью пород, и литоплотностной гамма-гамма-каротаж (ГГК-ЛП), предназначенный для определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с эффективным атомным номером пород.

Измеряемая величина - скорость счёта (интегральная или в энергетических окнах). Основные расчётные величины - объёмная плотность пород, в г/см; поправка за влияние промежуточной среды между прибором и породой, г/см; индекс фотоэлектрического поглощения.

Плотностной и литоплотностной гамма-гамма-каротаж применяют для литологического расчленения разрезов и определения ёмкостных параметров породы (объёмов минеральных компонент скелета и порового пространства).

Благоприятные условия применения метода: вертикальные и наклонные скважины; промывочные жидкости любого состава для прижимных измерительных зондов и неутяжелённые жидкости для центрированных приборов; незначительная кавернозность ствола скважины; тонкие глинистые корки или их отсутствие.

15.7.2 Компенсированный измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и два детектора гамма-излучения. Зонд располагают на выносном башмаке, который в процессе исследований прижимают к стенке скважины рабочей поверхностью, или в защитном кожухе скважинного прибора, когда к стенке скважины прижимают весь прибор.

Точка записи - середина расстояния между детекторами измерительного зонда.

15.7.3 Первичную, периодические и полевые калибровки, а также исследования в скважинах ведут согласно общим требованиям раздела 6.

15.7.4 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные критерии:

15.7.5 На твёрдых копиях кривые плотности и индекса фотоэлектрического эффекта отображают в линейном масштабе в треке Т2, а кривую поправки за влияние промежуточной среды - в треке TD (рис.1).

16.1.1 Акустический каротаж (АК) предназначен для измерения интервальных времён (, где v - скорость распространения волны, м/с), амплитуд А и коэффициентов эффективного затухания преломленных продольной, поперечной, Лэмба и Стоунли упругих волн, распространяющихся в горных породах, обсадной колонне и по границе жидкости, заполняющей скважину, с горными породами или обсадной колонной. Единицы измерения - микросекунда на метр (мкс/м), безразмерная (для А ) и децибелл на метр (дБ/м) соответственно.

Данные АК применяют:

• для литологического расчленения разрезов и расчёта упругих свойств пород;

• локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряжённого состояния пород;

• определения коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинно-каверновой) пористости коллекторов и характера их насыщенности;

• выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах;

• расчёта синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

Измерения выполняют в необсаженных и, при определённых ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

16.1.2 Простейший измерительный зонд АК содержит излучатель И упругих волн звукового (2-20 кГц) или ультразвукового (20-60 кГц) диапазонов частот и широкополосный приёмник П, собственная частота колебаний которого превышает частоту излучателя в 3-5 раз.

Для проведения АК применяют более сложные трёхэлементные (ИПП, ИИП ), компенсированные (ИППИ, ИИПП ) и многоэлементные (ИПП...П ) измерительные зонды, состоящие из нескольких двухэлементных зондов и позволяющие учесть влияние на результаты измерений характеристик промывочной жидкости и положение зонда в стволе скважины. Точка измерения такими зондами - середина расстояния между приёмниками.

Для исследования низкоскоростных разрезов приборы дополнительно оснащают измерительными зондами с дипольными излучателями и приёмниками, позволяющими регистрировать значения интервального времени поперечной волны большие, чем интервальное время упругой волны в жидкости.

Скважинные приборы центрируют.

16.1.3 Специфичное для АК требование к методическому и программному обеспечению заключается в наличии не менее двух, реализующих различные принципы обработки, программ выделения в общем волновом пакете колебаний продольной, поперечной, Лэмба и Стоунли волн и определения их интервальных времён, амплитуд и эффективного затухания.

16.1.4 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации на прибор.

16.1.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования:

16.1.6 Качество материалов оценивают согласно требованиям раздела 6. Критерии, специфичные для АК, следующие:

16.1.7 На твёрдых копиях кривые , А , размещают в треке Т2, ФКД двух зондов - в треке Т3 (рис.1). При подготовке единого планшета с данными комплекса ГИС их размещают соответственно в треке T2L и T2R (ФКД одного зонда).

16.2.1 Акустический каротаж на отражённых волнах ("акустический телевизор", АК - сканер) предназначен для растрового отображения стенки скважины или обсадной колонны по интенсивности отражённых от неё высокочастотных упругих импульсов. Измеряемые величины - времена и амплитуды (интенсивность) отражённой волны. Единицы измерения - микросекунда (мкс) и безразмерная единица соответственно.

В необсаженных скважинах применяют (ограниченно) для измерения диаметра скважины (по времени прихода отражённой волны) и определения литологического состава пород, выделения трещиновато-кавернозных зон, определения положения границ пластов с различной акустической жёсткостью. В обсаженных скважинах определяют положение муфт, перфорационных отверстий, дефектов колонны, выходящих на её внутреннюю поверхность.

Исследования проводят в скважинах, заполненных любой нетяжёлой (плотностью не более 1,2 г/см), негазирующей промывочной жидкостью.

16.2.2 Измерительный преобразователь АК-сканера представляет собой совмещённый излучатель-приёмник упругих колебаний, вращающийся вокруг оси скважинного прибора.

16.2.3 Требования к методическому и программному обеспечению не регламентируются.

16.2.4 Выполнение калибровок определяется эксплуатационной документацией на прибор. Диаметр скважины определяют как произведение времени распространения отражённой волны на скорость её распространения в промывочной жидкости (с учётом диаметра скважинного прибора).

16.2.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6 с изменениями:

16.2.6 Контроль качества первичных данных определяется эксплуатационной документацией на прибор.

16.2.7 На твёрдых копиях значения диаметра скважины и растровое изображение поверхности стенки скважины отображают в треках T2L и T2R (рис.1).

17.3.1 Требования к прибору, который находится в калибровочном устройстве: отношение сигнала СП к помехе - не менее 100; время спада сигнала СП - не менее 200 мс; отклонение частотной настройки от частоты прецессии - меньше 5 Гц.

17.3.2 Контролируемые параметры: время поляризации - больше 2 с; "мёртвое" время - меньше 35 мс; время первой задержки (для измерения ) - меньше 100 мс; различие в частотах настройки и прецессии - больше 5 Гц.

17.3.3 Параметры, подлежащие калибровке: нуль-сигналы каналов измерения , , ; отклонения , , при калибровке канала постоянным напряжением (стандарт-сигналы); отклонения , , в стандартном образце ИСФ; отклонения , , , соответствующие сигналу СП от контрольного датчика.

17.4.1 При помещении прибора в скважину регистрируют сигналы контрольного датчика, нуль- и стандарт-сигналы , , .

17.4.2 После спуска прибора в интервал исследований с помощью контрольного датчика проверяют соответствие частотной настройки частоте прецессии и регистрируют уровень помех при выключенном токе поляризации (фоновая запись).

17.4.3 Контрольную запись выполняют в интервале пород, в которых ИСФ больше 4%.

17.4.4 Скорость каротажа - не более 250 м/ч.

17.4.5 Для расчёта времени продольной релаксации данные ЯМК регистрируют одним из следующих способов: 5 кривых с изменяющимися временами поляризации; 15 значений на фиксированной глубине при различных временах поляризации; 15 значений на фиксированной глубине при различных временах действия остаточного тока.

17.5.1 Уровень фоновых помех не должен превышать 2% ИСФ.

17.5.2 Отношение уровня помех при включённой поляризации к уровню помех при выключенной поляризации в интервалах пород без коллекторов (аргиллиты, ангидриты и т.п.) - не должно превышать 3.

17.5.3 Расхождение повторных замеров против пластов, для которых ИСФ больше 4%, не должно превышать ±10%.

18.2.1 Основные требования к приборам для магнитного каротажа: определение магнитной восприимчивости и модуля вектора T напряжённости геомагнитного поля и его составляющих; возможность исследования слабомагнитных разрезов с <10 ед. СИ и аномалиями магнитного поля менее 10000 нТл.

18.2.2 Минимальные требования к методическому обеспечению: для каротажа магнитной восприимчивости - программы учёта влияния скважины; для каротажа естественного магнитного поля - учёт влияния кривизны скважины; расчёт модуля вектора Т напряжённости геомагнитного поля.

18.3.1 Калибровку каппаметров на скважине выполняют до и после каротажа с использованием рабочих мер магнитной восприимчивости, тестов или стандарт-сигналов. Прибор должен располагаться на расстоянии не менее 5 длин зонда от металлических предметов.

18.3.2 Калибровку магнитометров выполняют при помощи меры магнитной индукции или градуировочного комплекта на контрольных пунктах: района (статус периодической калибровки) и скважины (полевая калибровка). Измерения на контрольных пунктах выполняют приборами и оборудованием (геофизический кабель, регистратор и др.), которые используются при проведении скважинных исследований.

18.4.1 До начала и после измерений (не позднее 2-3 мин после извлечения прибора из скважины) проводят регистрацию нуль- и стандарт-сигналов.

18.4.2 Скорость каротажа и шаг дискретизации по глубине не должны превышать 1000 м/ч и 0,2 м соответственно.

18.4.3 Во время проведения каротажа методом естественного магнитного поля рекомендуется параллельное измерение вариаций магнитного поля на контрольном пункте скважины вторым скважинным или наземным магнитометром. Такие измерения являются обязательными в следующих случаях: интервал магнитного каротажа превышает 1000 м; по результатам магнито-разведочных работ установлено, что амплитуды короткопериодных вариаций превосходят погрешности измерений.

Исследования магнитным каротажом не проводят во время магнитных бурь.

18.4.4 В интервалах проведения каротажа магнитной восприимчивости обязательно выполнение кавернометрии, а каротажа магнитного поля - инклинометрии.

18.5.1 Для каротажа магнитной восприимчивости регламентируется установка нулевых линий по уровню сигнала в воздухе до и после наблюдений и введение поправок в результаты измерений за влияние скважины (при необходимости).

18.5.2 Для каротажа естественного магнитного поля выполняются: учёт влияния кривизны скважины; расчёт модуля вектора Т напряжённости геомагнитного поля (при измерении его составляющих); расчёт показателей аномального магнитного поля. Переход от измеренных компонент полного магнитного поля к компонентам аномального поля осуществляют вычитанием уровня нормального поля, установленного на контрольном пункте скважины (при необходимости, с учетом измеренных вариаций). В случае измерения приращений поля (, ) уровень поля, найденный на контрольном пункте скважины, принимают за нулевой.

19.2.1 Приборы комплексируют с другими приборами (модулями) без ограничений.

19.2.2 Минимальные требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии методик и программ расчёта площади, формы и объёма скважины по данным профилеметрии.

19.3.1 Основным средством периодических калибровок является набор из пяти образцовых колец или калибровочная установка типа УП-Кв, которые воспроизводят значения диаметров в диапазоне от 100 до 800 мм с погрешностью не более ±1,0 мм. Допускается использование также калибровочных устройств, поставляемых заводом-изготовителем (так называемые, "гребёнки"), если погрешность воспроизведения ими диаметров не превышает ±1,0 мм.

19.3.2 В качестве средства полевой калибровки используют образцовые кольца (не менее двух) или "гребёнку".

19.4.1 Интервал контрольной записи должен включать участок протяжённостью не менее 50 м перед входом в обсадную колонну и не менее 20 м в колонне.

19.4.2 Для приборов однократного раскрытия повторную запись не проводят; контрольную запись выполняют согласно предыдущему разделу.

19.5.1 Расхождения кривых основной и повторной записей не должны превышать ±5 мм.

19.5.2 Расхождения измеренных и проектных диаметров колонны и скважины в интервалах с номинальным диаметром ствола не должны превышать ±3 мм.

20.2.1 Требования к методическому обеспечению заключаются в наличии программ расчёта:

• координат оси скважины;

• абсолютных отметок глубин;

• приращений (удлинений) длины ствола;

• величины и направления смешения забоя скважины относительно устья;

• характеристик рассеяния (неопределённости) координат.

20.3.1 Периодические калибровки выполняют соответственно требованиям МУ 41-17-1373-87 "Отраслевая система обеспечения единства измерений. Инклинометры и ориентаторы. Методика поверки". Основным средством калибровки служат установки УКИ-2, УПИ-1, УПИ-3.

20.3.2 При использовании инклинометров, не подпадающих под действие МУ 41-17-1373-87, их периодическую калибровку проводят в соответствии с методическими указаниями, регламентированными эксплуатационной документацией.

20.3.3 Полевую калибровку инклинометров проводят непосредственно перед скважинными измерениями и после них, используя угломер-квадрант УК-2 и буссоль БГ-1 (или БШ).

20.4.1 Измерения в точках проводят через 10 с после полной остановки прибора.

20.4.2 Если интервал исследований находится существенно выше забоя скважины, то первое измерение выполняют на глубине пяти метров ниже заданного интервала, последующие - через 2-3 м, затем переходят к измерениям с принятым шагом.

Если исследования начинают от забоя скважины, то первое измерение выполняют на глубине 5 м выше него, после чего переходят к измерениям в точках глубин, кратных шагу измерений.

20.4.3 Шаг измерений в открытом стволе должен быть равен 25 м в вертикальных скважинах с зенитными углами до 5°; 10 м - в скважинах с углами выше 5°; 5 м - в скважинах с интенсивностью искривления до 0,5°/м; 2 м - на участках с интенсивностью искривления 0,5°/м и более.

Шаг измерений в ЛБТ (зенитных углов в стальной обсадной колонне) должен быть равен 40 м для зенитных углов до 5°; 20 м - при зенитных углах свыше 5° и 10 м - на участках с принудительным искривлением.

20.4.4 Измерения в ЛБТ проводят на расстоянии не менее 15 м от стальной колонны и турбобура и более 3 м от стальных замковых соединений.

20.4.5 Повторные измерения выполняют в каждой пятой точке.

20.4.6 Измерения, выполняемые после углубления скважины, необходимо проводить другим инклинометром с перекрытием интервала предыдущих измерений не менее чем в трёх точках подряд, если зенитные углы меньше 5°, и в пяти точках при больших значениях зенитных углов.

В наклонно направленных скважинах со спущенными ЛБТ в интервале набора кривизны повторными измерениями перекрывают не менее трёх точек подряд, из которых хотя бы в одной должен быть измерен азимут.

20.5.1 Перед началом измерений осуществляют привязку инклинометра к глубине.

20.5.2 Измерения начинают, плавно увеличивая скорость подъёма прибора до 800 м/ч без рывков и резких торможений.

20.5.3 Регистрацию глубин осуществляют с разрешающей способностью не хуже ±0,1 м, скорости движения - не хуже ±1 м/ч.

20.5.4 При использовании магнитных инклинометров регистрацию азимута необходимо отключить за 20 м до входа в обсадную колонну.

20.6.1 Скважинный прибор, соединённый геофизическим кабелем с наземным блоком, фиксируют на устье с помощью специального фланца, который обеспечивает установку инклинометра в вертикальном положении с точностью не хуже ±0,3° и возможностью его разворота по апсидальному углу.

Проводят предварительную выставку (определение географического меридиана), после окончания которой производят разворот корпуса инклинометра по апсидальному углу и добиваются установки вертикального положения до требуемой величины.

Затем повторяют процедуру начальной выставки до получения стабильного результата. Данная процедура продолжается 40-60 минут.

20.6.2 После окончания операции "выставки гироскопического инклинометра", инклинометр освобождают и останавливают на нулевой отметке глубины скважины и начинают автономную работу согласно эксплуатационной документации.

Измерение траектории ствола осуществляется при спуске и подъёме прибора непрерывно или точках. Скорость записи - до 5000 м/ч (при условии предварительного шаблонирования скважины перед измерениями). Основной замер траектории осуществляется на спуске; на подъёме - осуществляют контроль проведенных измерений.

Рекомендуется прохождение интервалов перфорации со скоростью 750-1500 м/ч. В целях снижения вероятности удара инклинометра об забой рекомендуется не доходить до него на 5-10 м. Стоянка на забое не более 20 с. Отрыв от забоя должен проводиться с минимально возможной скоростью.

В процессе замера траектории ствола скважины для компенсации дрейфа гироскопа необходимо проводить во время спуска и подъёма технологические остановки. Методика и условия выполнения остановок регламентируется требованиями эксплуатационной документации.

20.6.3 При последующем измерении, выполняемом после углубления скважины, интервал предыдущих измерений перекрывают согласно требованиям п.20.4.5.

20.7.1 Критерием точности инклинометрических измерений является значение средней квадратической погрешности, вычисляемое по разностям двойных измерений, которое не должно превышать значения основной погрешности инклинометра:

,

где - средняя квадратическая погрешность измерений углов; - разность двойных измерений угла в i -ой точке; n - число двойных измерений.

20.7.2 В процессе измерений точечным магнитным инклинометром текущий контроль осуществляют определением абсолютной разности между результатами основного и повторного измерений, которые не должны превышать удвоенное значение основной погрешности инклинометра.

Если значения разности превышают значение основной погрешности не более чем в двух точках, то число точек перекрытия увеличивают на две. Если после этого общее число точек с увеличенными значениями разности составляет три и более, то перекрытию подлежат все точки предыдущего интервала измерений.

20.7.3 Для непрерывной инклинометрии получают результирующий протокол замера кривизны, проекции скважины на три ортогональные плоскости или изометрическую проекцию, графики функциональных зависимостей азимута, зенитного угла и угла поворота (установки отклонителя) с помощью программного обеспечения обработки результатов, разработанного для конкретного типа инклинометра.

20.7.4 Для получения достоверных координат траектории ствола скважины, которая имеет протяжённый (более 200 м) вертикальный участок (зенитные углы не более 3°) рекомендуется проверять гироскопическим инклинометром данные, полученные с помощью магнитных инклинометров.

21.1.1 Пластовая наклонометрия может быть реализована в двух модификациях: на основе измерения направления геофизических полей, например электромагнитных (определёнными возможностями располагает метод индукционной наклонометрии); на основе реализации метода координат.

Пластовая наклонометрия по методу координат основана на определении ориентации тонкого прослоя по координатам трёх или большего числа точек, соответствующих сечению прослоя скважиной, и реализуется путем измерений прижимными датчиками, перемещающимися по нескольким различным образующим стенки скважины в плоскости, перпендикулярной оси скважины. В качестве датчиков используют микрозонды или боковые микрозонды, как наиболее эффективные по простоте, надёжности, разрешающей способности, диапазону измеряемых характеристик и скорости измерения.

21.1.2 Радиусы скважины, измеряемые одновременно с электрическими характеристиками пород, также используют для определения элементов залегания пород (способ механической наклонометрии) при условиях: погрешность изменения радиусов - не более первых долей мм; по результатам опробования конкретного прибора установлена сходимость результатов электрической и механической наклонометрии.

21.1.3 Ограничения метода - общие для прижимных скважинных приборов. Скорость проведения исследований - не более 800 м/ч.

21.2.1 Комплекс измеряемых и расчётных параметров пластовой наклонометрии должен включать характеристики пород и ствола скважины по глубине:

• электрические характеристики пород в прискважинной зоне - значения кажущегося удельного электрического сопротивления , вычисленные по измеренным потенциалу или току каждого датчика; азимутальное распределение кажущегося УЭС прискважинной зоны; интегральное значение кажущегося УЭС на данной глубине;

• элементы залегания пластов - угол и азимут падения, которые рассчитывают с учётом данных о кривизне скважины;

• элементы кривизны скважины - угол и азимут наклона, рассчитанные по ортогональным составляющим угла наклона и вектора магнитного поля Земли;

• характеристики ствола скважины - радиусы по каждому направлению;

• ориентированную форму сечения скважины на данной глубине.

21.2.2 Обязательные требования к скважинному прибору:

• наличие не менее четырёх прижимных датчиков;

• измерение каждым датчиком не менее двух характеристик - электрической (кажущееся сопротивление, потенциал или сила тока) и механической (радиус скважины);

• наличие инклинометрического блока (датчики угла и азимута);

• согласованные по текущему времени измерения всеми датчиками;

• конструкция датчиков должна обеспечивать измерения кажущихся удельных сопротивлений в диапазоне от 0,5 до 150 Ом·м при изменении УЭС промывочной жидкости от 0,05 до 5 Ом·м;

• требования к датчикам МК, БМК, инклинометрии такие же, как для отдельно применяющихся приборов (модулей) этих методов (подразделы 14.4, 14.8, и раздел 20).

21.2.3 Дополнительные рекомендуемые требования: наличие акселерометрического блока с датчиком линейного ускорения для введения поправок за неравномерность движения скважинного прибора; чувствительность датчиков к изменению радиуса - не более первых долей мм.

21.2.4 Минимальные требования к методическому обеспечению: программная реализация построения корреляций между кривыми микрозондов; расчёт элементов залегания пород по методу координат.

21.2.5 Целесообразно аппаратурное или методическое комплексирование пластовой наклонометрии с электрическими сканерами.

22.5.1 Контролируемыми параметрами являются постоянная времени и постоянная термометра, соответствующая изменению выходного напряжения на 1°С.

22.5.2 Основным средством периодических калибровок являются баки с водой различной температуры; температуру воды устанавливают с помощью образцовых термометров.

22.6.1 Перед спуском прибора в скважину измеряют температуру окружающей среды (допускается измерение температуры воздуха в станции) одновременно скважинным термометром и ртутным. Разница в показаниях обоих термометров не должна превышать ±0,5°С.

22.6.2 Примерная скорость каротажа должна составлять 1000; 800; 600 и 400 м/ч, если постоянная времени равна 0,5; 1; 2 и 4 с соответственно.

Для регистрации аномалий температур, имеющих небольшую протяжённость по глубине, скорость каротажа рассчитывают как

,

где - порог чувствительности термометра, G - градиент температуры в скважине (для естественного поля - геотермический градиент Г ), - динамическая тепловая инерция, которая в 1,5-2,5 раза больше паспортного значения постоянной времени .

Минимальная толщина прослоя в метрах, для которой аномалия температуры максимально близка к истинной, определяется выражением

.

Если значение аномалии устанавливают с точностью 99,9; 99,5; 99; 95 и 90%, то коэффициент равен соответственно 6,9; 5,3; 4,6; 3 и 2,3.

22.6.3 Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для района опытным путем; реально он может составлять от нескольких месяцев до нескольких лет. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения.

При определении естественной температуры необходимо: провести на ряде глубин измерения при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интервалом времени между ними не менее суток; в обоих вариантах разница показаний не должна превышать ±1°С.

22.6.4 Измерения текущей температуры в скважине для определения температурного режима работы бурильного инструмента и скважинных приборов проводят при спуске и подъёме термометра.

При определении мест поглощения в открытом стволе выполняют серию разновременных измерений. Локализацию интервалов интенсивных поглощений проводят по характерным аномалиям температуры.

22.6.5 Измерения температуры для оценки технического состояния обсаженных скважин выполняют при спуске скважинного прибора, повторное измерение - при его подъёме.

22.6.6 Измерения в эксплуатационных скважинах ведут одновременно с измерениями данных другими методами ПГИ. Последовательность операций определяется требованиями раздела 12. Дополнительные требования следующие:

23.1.1 Испытания пластов приборами на кабеле включают две операции:

• измерение пластовых и гидростатических давлений и последующий расчёт коэффициентов гидропроводности пород в точках измерения - гидродинамический каротаж (ГДК);

• отбор и подъём на дневную поверхность герметизированных проб пластовых флюидов - опробование пластов (ОПК).

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и наземный пульт питания и управления. Функции скважинного прибора заключаются в изоляции исследуемого участка ствола скважины путем прижатия к стенке герметизирующего резинового башмака, вызова притока жидкости и газа из коллектора за счёт перепада давления между пластом и ёмкостью прибора, измерении давления в полости стока прибора, герметизации и подъёме на поверхность отобранной пробы. Прибор включает взаимозаменяемые узлы опробования и испытания и 1-3 баллона по 6 л каждый для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и герметизирующий башмак двух типоразмеров (в зависимости от диаметра скважины).

23.1.2 Благоприятные условия для проведения испытаний существуют в вертикальных и слабонаклонных скважинах диаметром от 146 до 280 мм при температуре до 120°С и давлении от 8,5 до 80 МПа против пластов с тонкой глинистой коркой и постоянным диаметром скважины.

Испытания не проводят в горизонтальных и сильнонаклонных (больше 40°) скважинах, а также в интервалах ствола, препятствующих плотному прилеганию башмака к стенке скважины вследствие образования толстых глинистых или шламовых корок, волнистой поверхности и трещиноватости стенок скважины.

23.1.3 Основная контролируемая величина, подлежащая калибровке, - погрешность измерения давлений.

23.1.4 Подготовительные работы к исследованиям проводят в стационарных условиях в закрытом помещении, приспособленном для работ с маслами и керосином.

23.1.5 Регламентные работы в скважине, перечисленные ниже, проводят в обязательном порядке для обеспечения достоверности и качества материалов испытаний.

23.1.6 Качество кривых давления признается удовлетворительным, если оно отвечает следующим требованиям:

• измерения выполнены с датчиком давления с непросроченной датой калибровки;

• в пределах одного спуска-подъёма имеется хотя бы одна запись нуль- и стандарт-сигналов;

• расхождения измеренных значений гидростатического давления в начале и в конце исследования не превышают погрешность измерений;

• в приточной точке длительность участка стабилизации давления при восстановлении до пластового не менее 15 с.

23.1.7 Файл недропользователя включает LIS-файлы давления по всем точкам исследований и необходимые сведения об объекте исследования.

23.1.8 На твёрдых копиях результаты измерений представляют согласно приложения М.

23.2.1 Аппаратура сверлящего керноотборника состоит из скважинного прибора, пульта управления и разделительно-повышающего трансформатора. В свою очередь скважинный прибор содержит силовой электродвигатель, гидравлические и механические системы, предназначенные для привода исполнительных механизмов, осуществляющих прижатие прибора к стенке скважины, выбуривание образца, отделение его от массива пород и возврат механизмов в исходное положение.

23.2.2 Подготовку прибора к работе в стационарных условиях выполняют согласно требованиям эксплуатационной документации.

23.2.3. Производят разборку, чистку и смазку деталей прибора, проверяют отсутствие деформации и повреждений деталей, потёртостей резиновых уплотнительных колец, их твёрдость и эластичность, сопротивление изоляции токоведущих цепей, сопротивление изоляции двигателя керноотборника. На стенде, позволяющем закрепить прибор в вертикальном положении, проверяют работоспособность керноотборника (выход и возврат в транспортное положение бура и прижимного устройства) и регулируют скорость подачи бура.

23.2.6 Результаты работ оформляют актом, форма которого приведена в приложении Н.

24.1.1 Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.

Применяют для:

• установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

• определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

• точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

• взаимной привязки показаний нескольких приборов;

• уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

• определения текущего забоя скважины;

• в благоприятных условиях - для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

Контроль вскрытия пластов бескорпусными кумулятивными перфораторами более эффективен, чем для корпусных перфораторов. Интервал перфорации невозможно установить в намагниченных трубах обсадной колонны и при изменении толщины стенки колонны за счёт коррозии.

24.1.2 Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг неё постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приёмную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приёмных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приёмных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

24.1.3 Калибровку, проведение измерений и контроль качества данных выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на конкретный прибор.

24.1.4 Процедуры контроля качества и первичной обработки данных не регламентируются.

24.1.5 На твёрдых копиях кривую локатора муфт отображают в треке T1R (рис.1).

24.2.1 Трубная профилеметрия основана на непрерывной одновременной регистрации нескольких (не менее 8) радиусов (диаметров) обсадных колонн. Измеряемая величина - внутренний радиус (диаметр) трубы. Единица измерения - миллиметр (мм).

Применяют для определения внутреннего диаметра, овальности и смятий обсадных труб, обрывов и рассоединения их по муфтам.

Ограничения измерений связаны с влиянием загрязнения внутренней поверхности труб и эксцентричным положением скважинного прибора в наклонных скважинах.

24.2.2 Трубные профилемеры представляют собой электромеханические системы для независимых измерений нескольких радиусов.

24.2.3 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6.

24.2.4 Исследования обсадных колон проводят согласно требованиям раздела 6. Их делят на общие и детальные:

24.2.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. Дополнительные требования:

24.2.6 На твёрдых копиях должны быть представлены кривые профилей трубы по данным измерения радиусов с выделенными участками дефектов. Дополнительно могут представляться формы сечения трубы (площадь, эксцентриситет и др.), а также отклонение прибора от оси колонны в процессе измерений. Формат представления данных не регламентируется.

24.3.1 Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.

Задачами исследований являются:

• выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещённой за колонной, в которой ведут исследования;

• определение толщины стенок обсадных труб;

• выявление положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

• оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.

24.3.2 Основные требования к прибору электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии:

• минимальный внутренний диаметр исследуемых труб - не менее 52 мм;

• максимальный внешний диаметр исследуемых труб - не более 245 мм;

• диапазон измеряемых толщин колонн - 3-20 мм;

• максимально измеряемая суммарная толщина двух труб - до 19 мм;

• основная абсолютная погрешность измерения - не более ±0,5 мм;

• дополнительные погрешности, вызванные изменениями магнитной проницаемости материала трубы и температуры среды на 10°С относительно стандартного значения, равного 20°С, - не более ±0,5 и ±0,1 мм соответственно;

• минимальная протяжённость обнаруживаемого дефекта вдоль оси трубы - 75 мм, поперек оси - 0,5 периметра трубы при ширине зазора не менее 0,1 мм;

• определение характеристик внешней из двух соосных труб - на качественном уровне.

Скважинный прибор центрируется.

24.3.3 Методическое и программное обеспечение заключается в наличии методик и программ расчёта изменений толщин стенок труб и выделения дефектов на основе сопоставления с данными модельных измерений в трубах с искусственно созданными дефектами различных типов.

24.3.4 Первичную, периодические и полевые калибровки проводят согласно общим требованиям раздела 6.

24.3.5 Исследования колонн выполняют согласно требованиям раздела 6.

Скорость проведения измерений - не более 300 м/ч.

Для обеспечения контроля изменения состояния обсадных труб во времени рекомендуется проводить электромагнитную дефектоскопию и толщинометрию периодически, начиная сразу после спуска колонны.

24.3.6 Контроль качества материалов выполняют по результатам калибровки до и после каротажа; дополнительно - по сходимости основного и повторного измерений, которые должны совпадать с погрешностью ±0,5 мм.

24.3.7 На твёрдых копиях представляют зарегистрированные кривые с выделенными участками дефектов. Формат представления данных не регламентируется.

24.4.1 Метод гамма-гамма-толщинометрии основан на регистрации интенсивности рассеянного гамма-излучения с помощью центрированного в колонне зонда малой длины, содержащего стационарный (ампульный) источник среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-гамма-излучения, неколлимированные по радиальному углу и строго коллимированные по вертикальному углу в пределах 40-50° относительно оси зонда. При длине зонда 9-12 см практически исключается влияние на результаты измерений плотности среды за обсадной колонной и обеспечивается высокая чувствительность метода к изменению толщины стенки колонны.

Применяют для определения средней по периметру толщины стенки обсадной колонны, местоположения муфт, центрирующих фонарей, пакеров, выделения интервалов с механическим и коррозионным износом труб, изучения влияния перфорации на обсадную колонну.

24.4.2 Основные требования к измерительному зонду:

• диапазон измерения толщины стенок колонны - 5-12 мм;

• основная абсолютная погрешность измерений толщины колонны - не более ±0,5 мм;

• дополнительные погрешности за счёт изменения напряжения питания прибора на ±10% и температуры окружающей среды на 10°С относительного стандартного значения, равного 20°С, - не более 0,2 значения основной погрешности для каждой характеристики;

• центрирование прибора в скважине.

Рекомендуется комплексирование измерительного зонда в одном модуле с зондом гамма-гамма-цементометрии, в сборке с модулями ЛМ, ГК, компенсированного НК и АКЦ.

24.4.3 Требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии калибровочных зависимостей, устанавливающих связь между скоростью счёта (в импульсах в минуту) и толщиной стальной колонны, и вспомогательных зависимостей, учитывающих влияние на результаты измерения фона естественного гамма-излучения, плотностей жидкости в скважине и цементной смеси в затрубном пространстве.

24.4.4 Первичную, периодические и полевые калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации.

24.4.5 Измерения в скважинах ведут в режиме общих и детальных исследований.

Скорость каротажа - до 800 и 300 м/ч соответственно.

24.4.6 Контроль качества первичных данных ведут согласно требованиям раздела 6. Повторяемость данных основного и повторного измерений должна быть не хуже ±5%.

24.4.7 На твёрдых копиях кривую толщинометрии с выделенными участками установленных дефектов колонны отображают в треке Т2 (рис.1). Трек Т1 должен содержать данные ДС, ПС, ГК, ЛМ, необходимые для привязки толщинограммы к разрезу.

24.5.1 Метод гамма-гамма-цементометрии обсаженных скважин основан на измерении плотности среды в затрубном пространстве непрерывно по периметру колонны либо по её образующим через 60, 90 или 120°.

Применяют для:

• установления высоты подъёма цемента за колонной;

• определения границ сплошного цементного камня, зоны смешивания цемента и промывочной жидкости и чистой промывочной жидкости;

• выделения в цементном камне каналов и каверн, при условиях, что они захватывают не менее 10% от площади сечения затрубного пространства, различие плотностей промывочной жидкости и цементного камня составляет более 0,5-0,7 г/см, диаметр колонны меньше диаметра скважины не менее чем на 50 мм;

• оценки эксцентриситета обсадной колонны относительно оси скважины.

Результаты измерений не подлежат количественной интерпретации, если толщина зазора между стенкой скважины и колонной составляет менее 30 мм или различия в плотностях цементной смеси и промывочной жидкости не превышают 0,3 г/см при отсутствии диаграмм плотности породы и кавернометрии по открытому стволу.

24.5.2 Простейший измерительный зонд гамма-гамма-цементометрии содержит источник (ампульный) среднеэнергетического гамма-излучения и детектор рассеянного гамма-гамма-излучения, разнесённые на расстояние нескольких десятков сантиметров.

В скважинных приборах гамма-гамма-цементометрии и дефектометрии применяют несколько более сложные измерительные зонды: многоканальные центрированные с несколькими (не менее трёх) детекторами, расположенными симметрично относительно оси зонда и взаимно экранированными; одноканальные центрированные с вращающимся во время измерения с заданной угловой скоростью экраном, обеспечивающим коллимацию гамма-излучения в радиальном направлении в пределах 30-50°.

24.5.3 Требования к методическому и программному обеспечению заключаются в наличии калибровочных зависимостей, устанавливающих связь между скоростью счёта в каналах (в импульсах в минуту) и плотностью среды в затрубном пространстве, и интерпретационных зависимостей, предназначенных для решения обратных задач - определения плотности цементного камня и степени заполнения цементом затрубного пространства, выделения в цементном камне дефектов с угловым раскрытием более 30°, оценки эксцентричного положения обсадной колонны, определения мест установки центраторов колонны, турбулизаторов, пакеров.

24.5.4 Калибровки скважинного прибора выполняют согласно требованиям раздела 6 и эксплуатационной документации.

24.5.5 Измерения в скважинах ведут в режимах общих и детальных исследований.

Скорость каротажа - не более 800 м/ч и 300 м/ч соответственно.

24.5.6 Контроль качества первичных данных ведут согласно требованиям раздела 6. Разница данных основного и повторного измерений не должна превышать ±5%.

24.5.7 На твёрдых копиях результаты интерпретации данных цементометрии и дефектометрии отображают в треке T3L, первичные данные - в треке T3R (рис.1).

24.6.1 Акустическая цементометрия (АКЦ) основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информативных характеристик используют:

• амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;

• интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

• фазокорреляционные диаграммы.

Применяют для установления высоты подъёма цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной, качественной оценки сцепления цемента с горными породами.

Методические ограничения применения связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (v>5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительностью к отдельным дефектам цементного кольца.

24.6.2 В приборах акустической цементометрии используются короткие трёхэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшими излучателем и приёмником от 0,7 до 1,5 м и базой зондов (расстояние между приёмниками) - в пределах 0,3-0,6 м.

24.6.3 Требование к методическому и программному обеспечению заключается в наличии не менее двух, реализующих различные принципы обработки, программ выделения в общем волновом пакете колебаний волны, распространяющейся в колонне (окно регистрации , ), и упругой волны, распространяющейся в горных породах (, ).

24.6.4 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6.

24.6.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования:

24.6.6 Качество материалов оценивают согласно требованиям раздела 6. Критерии, специфичные для АК, следующие:

24.6.7 На твёрдых копиях кривые , , , отображают в треке Т2, а ФКД - в треке Т3 (рис.1).

24.7.1 Акустическая цементометрия на отраженных волнах предназначена для сканирования и растрового отображения стенки обсадной колонны и дефектов колонны и цементного камня по интенсивности волн, отражённых от внутренней стенки колонны, стенки скважины и дефектов колонны и камня. Измеряемые величины - времена и амплитуды (интенсивность) отражённых волн. Единицы измерения - микросекунда (мкс) и безразмерная единица соответственно.

Применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и дефектов, нарушающих целостность колонны и герметичность затрубного пространства, - порывов, трещин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в цементном камне.

Исследования выполняют в скважинах, заполненных любой негазирующей жидкостью плотностью не более 1,3 г/см.

24.7.2 Измерительный преобразователь сканера АК-цементометрии представляет собой совмещенный излучатель-приёмник упругих колебаний.

Конструкция прибора может содержать один преобразователь, вращающийся вокруг оси прибора, или несколько (обычно 6-8) преобразователей, установленных в корпусе прибора по винтовой линии через равные углы в проекции на азимутальную плоскость.

Сканеры АК-цементометрии оснащают дополнительным преобразователем "излучатель-приёмник" для определения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину, и устройствами определения азимутального ориентирования преобразователя в скважине или привязки положения преобразователя к апсидальной плоскости ствола скважины.

24.7.3 Требования к методическому и программному обеспечению и калибровкам определяются эксплуатационной документацией.

24.7.4 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6 с изменениями:

24.7.5 Контроль качества данных определяется эксплуатационной документацией на прибор.

24.7.6 На твердых копиях значение внутреннего диаметра колонны отображают в треке Т2, растровые изображения поверхности колонны и дефектов в цементном камне - в треке Т3L и Т3R (рис.1).

25.1.1 Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

• выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приёмистости в нагнетательных скважинах;

• оценки профилей притока и приёмистости в перфорированных интервалах;

• определения поинтервальных и суммарных дебитов;

• выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и перфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

25.1.2 Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

25.1.3 Калибровку механического расходомера проводят в единицах скорости потока или массы потока. Градуировочная зависимость связывает частоту вращения турбинки (Гц, имп/мин) или угол поворота турбинки со скоростью v потока жидкости (газа) в скважине: v=kf +b , где k - аппаратурный коэффициент, b - пороговая чувствительность. По скорости потока v рассчитывают объёмный расход жидкости, в м/сут, или газа, в тыс.н.м/сут.

25.1.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 12 настоящего РД и эксплуатационной документации. Регистрацию данных проводят в непрерывном ("на протяжке") и в поточечном ("по точкам") режимах.

25.1.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6. Дополнительно регламентируются:

25.1.6 Помимо обычных операций редактирования первичных данных, придания им физических масштабов и увязки данных по глубине в процессе первичной обработки проводят построения интегральной расходограммы, характеризующей изменение дебита или расхода по всему интервалу притока (приёмистости), и дифференциальной расходограммы, характеризующей величину притока (приёмистости) на единицу толщины пласта.

Увязку по глубине проводят по непрерывным измерениям. Корректировка расходограмм по результатам точечных измерений существенно повышает достоверность количественной интерпретации.

25.1.7 Форма представления расходограмм не регламентируется.

25.2.1 Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом.

Применяют для выявления:

• интервалов притоков или приёмистости флюидов;

• установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

• для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадёжностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

25.2.2 Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока.

25.2.3 Калибровку выполняют согласно эксплуатационной документации на конкретный прибор.

25.2.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации. Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным (выполнение не регламентируется) - измерение в точках.

25.2.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6.

Дополнительные критерии:

• воспроизводимость основного и контрольного измерений в зоне отдающих интервалов должна сохраняться по конфигурации и абсолютным значениям приращений в начале и конце записи на одних и тех же глубинах;

• вне интервалов перфорации и при нестабильной работе скважины допускается превышение погрешностей до 2 раз;

• расходограммы могут не повторяться в нестабильно фонтанирующих или поглощающих скважинах, особенно в скважинах с глубинно-насосной эксплуатацией.

25.2.6 Процедуры первичной обработки данных, кроме увязки по глубине, не регламентируются.

25.2.7 Форма представления диаграмм и результатов их обработки не регламентируется.

25.3.1 Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока "мягкого" гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

25.3.2 Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.

25.3.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на моделях скважин, заполненных флюидом с разной плотностью, построением градуировочной зависимости , где , - показания в флюиде с плотностью и в пресной воде , плотность которой равна 1 г/см.

25.3.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

Скорость каротажа при общих исследованиях 400-600 м/ч, при детальных - 50-100 м/ч.

25.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентированы разделом 6. Дополнительный критерий - расхождения основного и повторного измерений не должны превышать ±3%.

При неустойчивом режиме работы скважины (пульсирующий, с разделёнными структурами многофазного потока) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе скважины.

25.3.6 При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учёт естественного гамма-излучения пород проводят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотномера или сборки, включающей плотномер.

25.3.7 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

25.4.1 Диэлькометрическая влагометрия (влагометрия) основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины.

Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей; установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях - для определения обводнённости (объёмного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока (существенные погрешности при разделённых структурах - кольцевой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчиков. При объёмном содержании воды в продукции свыше 40-60% метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

25.4.2 Скважинные влагомеры представляют собой LC или RC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая ёмкость датчика с последующим преобразованием изменения ёмкости в сигналы разной частоты.

25.4.3 Первичную и периодические калибровки выполняют в эталонировочном устройстве, содержащем дисперсные водонефтяные смеси (эмульсии) с объёмным содержанием воды от 0 до 100%, через каждые 10%. Результатом калибровки является градуировочная зависимость относительного разностного параметра - от процентного содержания воды в дисперсной смеси, где , , - показания прибора в водонефтяной смеси, в воде и нефти. Калибровку в газоводяных смесях не проводят из-за сложности эталонировочного устройства.

Полевую калибровку проводят с помощью генератора стандартных сигналов.

25.4.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

25.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.4.6 Первичная обработка включает расчёт по данным непрерывных и точечных измерений профиля объёмного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учёта температурной поправки и поправок за структуру потока.

25.4.7 Результаты измерений представляют в виде исходных кривых (точечных показаний), а результаты первичной обработки - в виде отредактированных влагограмм.

25.5.1 Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени.

Применяют для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами "притока-состава").

Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока.

25.5.2 Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле.

Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные.

25.5.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на поверочной установке высокого давления, использующей аттестованные грузопоршневые манометры. Вследствие сильного влияния температуры на показания глубинных манометров калибровку выполняют не менее чем при трёх фиксированных температурах, термостатируя при этом преобразователь и сам прибор. Градуировочная зависимость имеет вид , где р , Т - значения давления, МПа, и температуры, °С, F - показания прибора.

25.5.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. Полевую калибровку выполняют с помощью генератора стандарт-сигналов.

25.5.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.5.6 Первичная обработка заключается в расчётах давления в точках, кривых давления или градиента давления в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости (с учётом температурной поправки).

25.5.7 Форма представления первичных данных и результатов измерений не регламентируется.

25.6.1 Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электрической проводимости жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов.

Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое; установления мест негерметичности колонны; разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий; определения капельной и чёточной структур течения для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

25.6.2 Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух - возбуждающей и приёмной - тороидальных катушек. Объёмный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика.

25.6.3 Первичную и периодические калибровки выполняют с помощью эталонировочного устройства, изготовленного в виде цилиндрического сосуда диаметром более 150 мм. Измерения выполняют в трёх водных растворах хлористого натрия, проводимость которых находится в диапазонах 0,1-0,3; 1-3; 20-30 См/м. Сами растворы аттестуют прямыми измерениями электрической проводимости лабораторным кондуктомером с погрешностью не более ±0,5%. Результатом калибровки являются градуировочные зависимости показаний прибора от удельной электрической проводимости (См/м) и минерализации воды (г/л).

25.6.4 Подготовка и проведение измерений должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

25.6.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6.

25.6.6 Первичная обработка заключается в расчётах удельной электрической проводимости в отдельных точках или по стволу скважины с использованием градуировочной зависимости (с учётом температурной поправки).

25.6.7 Форма представления первичных данных и результатов расчётов не регламентируется.

25.7.1 Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды.

Применяют для: выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта.

Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида.

25.7.2 Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки "притока-состава" или конструктивно совмещённый с одним из приёмников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъёмной операцией при выключенном излучателе).

25.7.3 Измерения акустическим шумомером выполняют дважды: в непрерывном режиме и в точках, в которых установлена аномальная интенсивность шумов.

25.7.4 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

26.1.1 В зависимости от выполняемых функций и используемых программных и технических средств компьютеризированные каротажные лаборатории подразделяют на:

• программно-управляемые, работающие с цифровыми программно-управляемыми скважинными приборами и комбинированными сборками этих приборов, а также, при необходимости, с аналоговыми скважинными приборами;

• лаборатории с программно-управляемыми средствами демодуляции и декодирования информационных сигналов скважинных приборов, коммутации жил кабеля, источников питания и управления опросом приборов, работающие с аналоговыми приборами без их наземных панелей;

• аналоговые с цифровым или компьютеризированным регистратором, осуществляющие цифровую регистрацию данных от всех типов скважинных приборов через аналоговые (импульсные) выходы наземных панелей этих приборов.

26.1.2 Компьютеризированные каротажные лаборатории совместно с каротажным подъёмником, оснащённым геофизическим кабелем необходимой длины, должны обеспечивать:

• проведение всех известных геофизических исследований и работ;

• питание скважинных приборов постоянным и переменным током необходимого напряжения и частоты;

• управление работой приборов, в том числе их исполнительных механизмов;

• коммутацию жил кабеля, необходимую для разных видов каротажа;

• контроль за спускоподъёмными операциями;

• работоспособность компьютеризированного регистратора и системы контроля за спускоподъёмными операциями в течение не менее 15 мин после аварийного отключения питания лаборатории.

26.1.3 Непременными узлами компьютеризированной каротажной лаборатории являются: компьютеризированный регистратор, монитор, универсальный блок питания скважинных приборов, принтер-плоттер, источник бесперебойного питания, панель контроля каротажа с необходимыми датчиками перемещения и натяжения кабеля, магнитных меток глубин, если только функции этой панели не выполняет регистратор, а для аналоговой лаборатории - также наземные панели для проведения отдельных видов исследований (ИПЧМ, ИПРК, АНК, Б1-Б7 и др.)

26.1.4 Компьютеризированный регистратор должен обеспечивать:

• приём информации от технологических датчиков;

• регистрацию данных ГИС, привязанных ко времени и глубине получения данных, на долговременные магнитные носители;

• визуализацию в реальном масштабе времени геофизической информации и оперативной обстановки в процессе регистрации;

• сохранение или восстановление результатов регистрации в случае аварийного выключения питания или несанкционированного завершения работы программы регистрации;

• выдачу результатов измерений в виде диаграмм на графические устройства. На диаграмме должна отображаться также сопутствующая информация по скважине, оборудованию, скважинным приборам и их метрологическим характеристикам в заголовке диаграммы; на диаграммном поле в графическом виде - данные калибровок результатов измерений в физических единицах, основного и контрольного замеров. В случае вывода каротажных кривых без коррекции глубин по магнитным меткам, диаграмма должна содержать также эти метки;

• оперативную обработку (редактирование) данных в процессе реального времени и после регистрации с документированием результатов обработки на бумажном и магнитном носителях. Увязка по глубине должна проводиться с учётом смещения точек записи зондов и магнитных меток. Приведение результатов измерений к физическим единицам должно проводиться с учётом полевой калибровки;

• представление геофизической информации в соответствии с принятыми стандартами для межмашинного обмена;

• тестирование самого регистратора, скважинных приборов (модулей) и периферийного оборудования;

• документирование полученных данных;

• обмен данными с другими системами в соответствии с российскими и/или международными стандартами обмена геофизическими данными.

26.1.5 При регистрации результатов исследования на магнитные носители регистратор должен обеспечивать возможность записи:

• первичных данных измерений в скважине в функции глубины и времени;

• отредактированных результатов в физических единицах измерения;

• сопутствующей информации о скважине, оборудовании, скважинных приборах и их метрологических характеристиках;

• данных полевых калибровок;

• информации о сбоях в процессе каротажа и времени их возникновения.

26.1.6 В реальном режиме времени на экране монитора должна отображаться информация о текущей скорости каротажа, текущей глубине местоположения скважинного прибора, дате и времени исследований, сообщения о сбоях и несоблюдении технологии проведения исследований, графическая и цифровая индикация показаний скважинного прибора.

По вызову - подсказки о дальнейших действиях оператора при использовании конкретных программ.

26.1.7 Базовое программное обеспечение регистратора должно включать операционную систему и пакеты программ:

• управления конкретными типами скважинных приборов (модулей) и опроса их сборок;

• визуализации на экране монитора и принтере результатов регистрации;

• редактирования и обработки зарегистрированных данных;

• конвертирования данных в стандартный формат для межмашинного обмена;

• тестирования регистратора и скважинных приборов и технологических датчиков.

26.1.8 Шаг квантования (дискретизации) по глубине - 1, 2, 5, 10, 20 и 50 см.

26.1.9 Разрешающая способность модуля формирования меток - не хуже 1 см.

26.1.10 Разрешающая способность счётчика интервалов времени - не более 1 мс.

28.4.1 Перед вводом в эксплуатацию кабель перематывают с транспортного барабана на лебёдку каротажного подъёмника. Конец кабеля пропускают через отверстие в обечайке барабана и подсоединяют к коллектору. Крепление кабеля на внешней поверхности обечайки не допускается во избежание повреждения изоляции жил. Кабель на барабане не крепят: он удерживается за счёт сил трения между барабаном и витками кабеля, для чего не менее половины витков кабеля последнего ряда не сматывают с барабана при спускоподъёмных операциях. Кабель наматывают на барабан под натяжением, соответствующем натяжению в скважине и обеспечивающем плотную без перехлёстывания укладку витков; натяжение не может быть меньшим 5 кН.

28.4.2 В случае, когда кабель был смотан с заводского барабана на лебёдку подъёмника при недостаточном натяжении, производят его вытяжку в полевых условиях (растянув кабель на земной поверхности с подвешенным к нему через вращающееся соединение грузом и наматывая на барабан со скоростью около 1000 м/ч) или в процессе не менее двух спусков и подъёмов кабеля с грузом в скважине.

28.4.3 Крепление кабельного наконечника к геофизическому кабелю производят проволоками внешнего повива брони, ослабляя место крепления по сравнению с разрывным усилием кабеля. Ориентировочное число заделываемых проволок приведено в таблице 6.

При использовании кабеля в качестве гибких элементов (вставок) скважинных приборов разрывное усилие его крепления к узлам прибора должно быть равным разрывному усилию заделки кабельного наконечника.

Таблица 6 - Число проволок геофизического кабеля, заделываемых в кабельный наконечник

28.4.4 Сращивание геофизического кабеля рекомендуется как крайняя мера. Длина наращиваемого снизу отрезка должна составлять не более 20% длины кабеля, находящегося на лебёдке, и не превышать 2000 м.

Ремонт геофизического кабеля выполняют в случае, если обрыв брони или другое механическое повреждение произошли на концевом отрезке длиной не менее 300 м, в противном случае отрезок кабеля с повреждённым участком необходимо отрубить.

28.4.5 Разметку геофизического кабеля в стационарных условиях выполняют на разметочной установке, например, типа УРС-10-10, обеспечивающей разметку кабеля под натяжением. Натяжение должно изменяться плавно или ступенчато через 500-1000 м, первый участок кабеля длиной 2000 м может быть размечен при постоянной нагрузке.

Для разметки кабеля в полевых условиях используют переносные установки, например УАРК2-0,5 а при малых глубинах скважин (менее 300 м) допускается ручная разметка с использованием мерной ленты. В процессе разметки и после нее контролируют наличие выставляемых магнитных меток.

Новый кабель в течение первого месяца эксплуатации рекомендуется размечать перед каждым выездом на скважину. В дальнейшем разметку проводят с периодичностью, указанной в таблице 7 в днях и километрах пробега кабеля через мерный ролик, в зависимости от того, что раньше наступит. Эти сроки уточняют в каждом районе работ.

Таблица 7 - Максимальные интервалы между периодическими разметками кабеля

Кабель подлежит обязательной повторной разметке:

• после освобождения от прихвата кабеля или прибора;

• после нахождения на каротажном подъёмнике без использования более 1 месяца со сроком эксплуатации до 3 месяцев и более 2 месяцев со сроком эксплуатации 3 месяца и более.

28.6.1 Перед подсоединением скважинного прибора проверяют сопротивление изоляции жил кабеля и отсутствие обрывов жил. Сопротивление изоляции должно быть в пределах 0,5-20 МОм на всю длину кабеля в зависимости от вида выполняемых исследований и работ.

28.6.2 На расстояниях 10 и 50 м от кабельного наконечника на кабеле устанавливают хорошо видимые предохранительные метки из изоляционной ленты, информирующие о приближении скважинного прибора к устью скважины.

28.6.3 Спуск геофизического кабеля в скважину осуществляют со скоростью, не превышающей 8000 м/ч, а при спуске длинных сборок - не превышающей 5000 м/ч.

При подходе к забою скорость снижают до 350 м/ч, перепуск кабеля не должен превышать 2-5 м. Стоянка прибора на забое не должна превышать 5 мин. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

Резкое торможение барабана лебёдки во время спуска недопустимо во избежание соскальзывания кабеля с роликов и его дальнейшего обрыва.

28.6.4 Начинать подъём кабеля следует плавно, без рывков, медленно увеличивая скорость движения до значения, принятого для выполнения соответствующих видов ГИС. При приближении скважинного прибора на 50 м к башмаку обсадной колонны или к устью скважины скорость должна быть снижена до 250 м/ч.

Выше интервала запланированных исследований, где не ведут регистрацию данных, скорость подъёма увеличивают до 5000 м/ч.

На выходе из скважины кабель очищают всеми возможными способами - струёй воды, в зимнее время - горячей водой с паром, обдувом воздухом, механическими скребками, но не вручную.

28.6.5 Спуск и подъём кабеля контролируют по показаниям датчиков натяжения и глубин. В неподвижном состоянии в открытом стволе кабель должен находиться не более 5 мин.

В случае более длительных (более 5 мин) технологических остановок скважинного прибора, необходимых для проведения исследований неподвижными приборами (например, произвести отбор проб пластовых флюидов или образцов пород), кабель необходимо "расхаживать". Для этого на кабеле у барабана лебёдки устанавливают контрольную метку и периодически спускают, а затем поднимают до метки несколько метров кабеля. Длительность технологических остановок определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

28.6.6 Геофизические исследования и работы в скважинах должны быть прекращены, а кабель и скважинный прибор извлечены из скважины при:

• появлении нефтегазопроявлений и переливов промывочной жидкости;

• поглощении промывочной жидкости с понижением уровня более 15 м/ч;

• возникновении затяжек кабеля при подъёме;

• неоднократных остановках скважинного прибора при спуске, кроме как на известных уступах и в кавернах;

• производстве на буровой работ, не связанных с геофизическими исследованиями и мешающих проведению последних;

• возникновении неисправности лаборатории, подъёмника, скважинного прибора, кабеля;

• ухудшении метеоусловий: при видимости менее 20 м, скорости ветра более 20 м/с, обледенении кабеля.

28.7.1 После неудачных попыток освобождения кабеля "расхаживанием" его оставляют под натяжением и оповещают руководство геофизического предприятия и недропользователя о возникшей аварийной ситуации. Последующие мероприятия по ликвидации аварии выполняют согласно плану, разработанному обеими сторонами.

28.7.2 Обрыв геофизического кабеля при прихвате осуществляют буровой лебёдкой или лебёдкой подъёмника, если работы выполнялись в обсаженной скважине без грузоподъёмного механизма.

Оборванный в скважине конец кабеля захватывают с помощью спущенного на бурильных трубах (или НКТ в обсаженных скважинах) "ерша", представляющего собой стальной конус с приваренными к нему под углом крюками.

28.7.3 Другой вариант освобождения кабеля, прибора и груза, которые не имеют ловильной "гребёнки" на головке, реализуют с помощью овершота или патрубка, выполняющего роль овершота для захвата скважинного прибора. Для этого:

• кабель обрубают у лебёдки подъёмника;

• пропускают конец кабеля через отверстие в овершоте;

• обрубленный кусок кабеля сращивают с кабелем, оставшимся на лебёдке, и натягивают с помощью лебёдки подъёмника;

• опускают овершот на бурильных трубах или НКТ без их вращения, оставляя кабель за внешней поверхностью труб;

• опустив трубы на глубину, на несколько метров превышающую глубину прихвата, восстанавливают циркуляцию и медленно опуская трубы (и стравливая кабель с лебёдки подъёмника при увеличении натяжения) промывают скважину до ликвидации прихвата, которую определяют по резкому уменьшению натяжения кабеля;

• если прихвачен также скважинный прибор, то спуск труб продолжают до входа головки прибора в овершот;

• подъём кабеля и труб после ликвидации прихвата производят синхронно на малой скорости.

28.7.4 Особые меры предосторожности предпринимают при ликвидации радиационных аварий.

28.7.5 О каждой радиационной аварии составляют акт с указанием причин и мер по их предупреждению. В случае разногласий при определении причин аварии должна быть проведена техническая экспертиза третьей стороной.

30.1.1 Осмотр и проверку работоспособности скважинных приборов проводят в специально подготовленных для этих работ помещениях, которые отвечают требованиям техники безопасности и эргономики, регламентируемыми нормативными документами.

Проверке подлежит:

• комплектность приборов, включая полевые калибровочные устройства, специализированное вспомогательное оборудование, ключи и пр.;

• состояние охранных кожухов приборов (отсутствие трещин, деформаций);

• наличие защитных колпаков и пробок-заглушек;

• состояние резьб и наличие смазки на приборных головках приборов;

• состояние резиновых уплотнительных колец и защитных фторопластовых прокладок стыковочных узлов, в том числе камер источников радиоактивных излучений и держателей источников;

• чистота поверхностей розеток и вилок разъёмов приборов и стыковочных узлов модулей комбинированных приборов;

• чистота и наличие смазки в рычажных системах прижимных устройств, отсутствие их механических повреждений;

• отсутствие повреждений резиновых компенсаторов, их герметичность;

• наличие и уровень масла в компенсаторах;

• сопротивление изоляции жил геофизического кабеля (должно находиться в пределах 0,5-20 МОм);

• работоспособность приборов в комплекте с полевым калибровочным устройством с данными экземплярами лаборатории (станции) и каротажного подъёмника.

30.1.2 В приборах, в которых используются источники радиоактивных излучений, проверяют:

• сохранность узла крепления источника;

• наличие отметки на наружной поверхности кожуха в месте расположения источника;

• отсутствие на наружной поверхности кожуха участков (щелей, каверн и т.п.), на которых могут скапливаться загрязнения, трудноудаляемые средствами очистки или дезактивации.

30.1.3 Подготовка приборов с управляемыми прижимными и/или центрирующими устройствами должна обеспечить их надежное раскрытие и закрытие по команде с поверхности.

30.1.4 Приборы, предназначенные для проведения исследований, должны иметь не просроченные даты калибровки, соответствовать по эксплуатационным параметрам максимальным давлениям и температуре в интервале исследований и минимальному проходному сечению скважины - диаметр прибора должен быть меньше диаметра открытого ствола не менее чем на 25 мм, и диаметра колонны - не менее чем на 10 мм.

30.1.5 Перед транспортировкой приборов на скважину производят их разборку на части, предназначенные к транспортировке, и устанавливают штатные колпаки и пробки. В приборах, требующих при транспортировании арретирования механических узлов (например, в инклинометрах), выполняют требуемые операции в соответствии с эксплуатационной документацией. Приборы укладывают в приспособления транспортных средств, предназначенные для их перевозки (контейнеры, деревянные ложементы с фиксирующими зажимами и т.п.), и закрепляют для исключения перемещений и соударений, а также для ослабления воздействия вибраций и ударов. Приборы, предназначенные для перевозки в вертикальном положении (например, инклинометры), должны быть зафиксированы в соответствующих приспособлениях, низ прибора должен опираться на резиновый амортизатор.

30.2.1 По прибытию на скважину проводят разгрузку приборов на подготовленные места рабочей площадки - стояки и мостки буровой - с учётом очередности проведения исследований. Разгрузку и переноску приборов осуществляют с использованием штатных приспособлений (специальных ручек, тележек, клещевых захватов и т.п.).

30.2.2 Заземляют (сопротивление заземления не должно превышать 4 Ом) и подключают лабораторию (станцию) и каротажный подъёмник к электрической сети питания буровой, производят стыковку частей прибора (модулей комбинированных приборов), запланированного к проведению исследований первым. Сборку проводят на мостках с использованием подставок. В процессе сборки принимают меры, исключающие попадание влаги в разъёмы стыковочных узлов. При необходимости проводят разарретирование механических узлов прибора.

30.2.3 Подключают к лаборатории (станции) прибор через геофизический кабель подъёмника, пропущенный через подвесной и направляющий ролики. Подают питание и выполняют тестирование регистратора скважинного прибора и необходимые калибровки.

30.2.4 Приборы, работающие с источниками радиоактивных излучений, размещают на подставках коллимационными отверстиями вверх; проверяют работоспособность их электронных схем и электромеханических приводов прижимных узлов; доставляют к измерительному зонду защитный контейнер с источником, помещённым в хранилище изотопов в держатель источника, и с помощью дистанционного инструмента (захват, манипулятор) переносят источник в камеру зонда; устанавливают на измерительный зонд полевое калибровочное устройство. На охранном кожухе модуля в непосредственной близости от камеры устанавливают, используя дистанционный инструмент, флажок со знаком радиационной опасности. После калибровки удаляют флажок со знаком радиационной безопасности и полевое калибровочное устройство.

В случае использования в сборке модулей с источниками разных видов излучения, первым калибруют модуль, работающий с источником гамма-излучения (например, модуль гамма-гамма-каротажа).

30.2.5 Для транспортировки прибора на устье скважины снимают питание с прибора и по команде руководителя работ на минимальной скорости производят намотку геофизического кабеля на барабан лебёдки подъёмника. Персонал партии (1 человек) сопровождает прибор, обеспечивая его свободное перемещение. Контроль за транспортировкой прибора (сборки) осуществляют машинист подъёмника и руководитель работ визуально и по показаниям измерителей скорости движения и натяжения кабеля и счётчика глубины, пользуясь двусторонней связью (сигнализацией) на участке мостки-подъёмник.

Во время перемещения прибора, содержащего источник радиоактивного излучения, прибор поддерживают с помощью дистанционного инструмента (например, крючьев, захватов), располагаясь на участках прибора, максимально удалённых от источников излучения. Направление прибора, поднятого над устьем скважины, в устье колонны выполняют с использованием крюка с длиной ручки не менее 1 м.

30.2.6 После поднятия прибора выше уровня устья, плавно осуществляют его спуск в скважину, следя за тем чтобы прибор (каждый модуль комбинированного прибора) свободно входил в колонну. При положении головки прибора (сборки) на уровне стола ротора или планшайбы выставляют положение нулей на датчиках глубин.

30.3.1 Извлечь прибор из скважины; очистить его от загрязнения, используя щётку, ветошь и техническую воду (в холодное время года - горячую воду или пар); не выключая питания перенести прибор на мостки, сматывая для этого на минимальной скорости геофизический кабель с барабана лебёдки подъёмника; уложить прибор на подставки и выполнить полевую калибровку измерительного зонда. После этого снимают с прибора питание и расстыковывают его с кабельным наконечником.

Питание приборов, для которых полевую калибровку после извлечения из скважины не проводят, отключают до их извлечения из скважины.

30.3.2 Приборы радиоактивного каротажа с ионизирующими источниками очищают на устье от грязи, используя щетку с длиной рукоятки не менее 1 м, доставляют и укладывают на подставки с предосторожностями, перечисленными в п.30.2.5.

В сборках, в которых используются нейтронный и гамма-источники радиоактивного излучения, первым калибруют модуль с источником нейтронов, предварительно изъяв источник гамма-излучения из другого модуля, после чего изымают и размещают в защитном контейнере источник нейтронов и приступают к калибровке модуля, использующего источник гамма-излучения.

30.3.3 После расстыковки прибора с кабельным наконечником протирают насухо чистой ветошью освободившиеся разъёмы, уплотнительные кольца, посадочные места и резьбы, проверяют состояние уплотнительных колец и при необходимости заменяют их, наносят смазку на резьбы и уплотнительные кольца, центраторы, закрывают стыковочные узлы штатными колпаками и пробками и доставляют прибор на место временного хранения.

А.1.1 Геофизические работы в скважинах должны проводиться с учётом требований "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах". М., 1999 г., настоящего РД "Техническая инструкция..." и действующих нормативных документов по охране труда на эти виды работ.

А.1.2 Требования к технологии проведения геофизических работ должны учитываться при составлении проектов на строительство и ремонт нефтяных и газовых скважин, а также планов по контролю за состоянием окружающей среды.

А.1.3 Подготовленность скважины к проведению геофизических работ подтверждается актом, который подписывают представители недропользователя и производителя работ (геофизического предприятия).

А.1.4 Все работы с источниками ионизирующих излучений и радиоактивными веществами должны проводиться в соответствии с требованиями СП 2.6.1.758-99 "Нормы радиационной безопасности НРБ-99". М.: Минздрав России, 1999 г., СП 2.6.1.799-99 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99". М: Минздрав России, 2000 г., и отраслевых нормативно-технических документов по обеспечению радиационной безопасности.

А.2.1 Буровая должна иметь подъездные пути, обеспечивающие подъезд транспорта с геофизическим оборудованием к рабочей площадке и его удаление в случае аварийной эвакуации. Перед буровой установкой со стороны приёмных мостков на расстоянии от устья, не меньшем высоты буровой вышки, должна быть оборудована рабочая площадка размером 10x10 м, пригодная для установки транспорта и геофизического оборудования с шириной прохода между ними не менее 3 м.

Примечание. На искусственных сооружениях (эстакадах, морских буровых установках - МБУ) геофизическое оборудование, аппаратура и материалы размещаются согласно схемам, разработанным и утвержденным совместно недропользователем и геофизическим предприятием с учётом размеров и конструктивных особенностей МБУ.

А.2.2 Рабочая площадка и места (зоны) работы со скважинной аппаратурой должны удовлетворять следующим требованиям:

• обеспечивать из кабины подъёмника постоянную видимость стола ротора, подвесного и направляющего роликов и пути движения геофизического кабеля;

• обеспечивать возможность расположения транспорта таким образом, чтобы исключить скопление отработанных газов при работе двигателей внутреннего сгорания;

• ось барабана лебёдки подъёмника должна быть горизонтальной и перпендикулярной к направлению движения кабеля к устью скважины;

• направляющий и подвесной ролики и кабель во время спуско-подъёма должны находиться в одной плоскости; освещённость в тёмное время суток должна быть не менее 75 лк - для зон, где выполняются работы с геофизическим оборудованием, на устье скважины и в районе превенторов, а участков его транспортировки приборов к устью скважины, и трассы движения геофизического кабеля - не менее 40 лк. При освещении буровой ниже нормы проведение геофизических работ в ночное время запрещается;

• размещение бурильного инструмента и инвентаря не должно мешать работе каротажной партии;

• буровая лебёдка и оборудование должны быть исправными для обеспечения возможности использования во время проведения геофизических работ;

• пол буровой и приёмные мостки очищены от промывочной жидкости, смазочных материалов, снега, льда и т.п., при необходимости посыпаны песком; сходни приёмных мостков должны иметь ребристую поверхность и поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала; к устью скважин, бурящихся на глинистом растворе, с помощью гибкого шланга должна быть подведена техническая вода (горячая вода или пар при работе в условиях отрицательных температур и при бурении на промывочных жидкостях с нефтяной основой);

• в процессе выполнения работ на скважине должна находиться вахта буровой бригады, которая по согласованию может привлекаться к выполнению вспомогательных работ.

А.2.3 Перед проведением геофизических работ электрооборудование буровой установки должно быть проверено на соответствие ПУЭ, ПТЭ и ПТБ и отвечать следующим дополнительным требованиям:

• для подключения геофизического оборудования и аппаратуры к сети у края площадки-стоянки (или не более чем в 40 м от неё) установлен электрощит с отключающим устройством и унифицированной четырёхполюсной розеткой на напряжение 380 В и трёхполюсной - на 220 В с заземляющими контактами;

• обозначено место для подсоединения к контуру заземления буровой установки отдельных заземляющих проводников наземного геофизического оборудования; их подсоединение должно выполняться болтами или струбцинами.

А.2.4 На буровой должно быть оборудовано помещение для хранения источников ионизирующих излучений и радиоактивных веществ, обеспечивающее их физическую защиту и обозначенное знаками радиационной опасности, освещенными в ночное время.

Помещение (площадка) для работ с радиоактивными веществами при использовании метода меченых веществ должно иметь легко съёмное и дезактивируемое покрытие и обустроено стоками дезактивационных отходов в специальные ёмкости или фунтовые приёмники для жидких отходов.

А.2.5 При проведении геофизических работ на буровой запрещается без разрешения руководителя работ по ГИС: производить ремонт бурового оборудования; включать буровую лебёдку и различные силовые агрегаты; переносить и передвигать по полу буровое оборудование; проводить электросварочные работы в радиусе 400 м.

А.3.1 Подготовка скважины должна обеспечивать беспрепятственный спуск (подъём) скважинных приборов и прострелочно-взрывной аппаратуры, для чего необходимо: проработать ствол скважины во всём незакреплённом интервале долотом номинального диаметра с целью ликвидации уступов, резких переходов от одного диаметра к другому, мест сужения и пробок; привести параметры промывочной жидкости в соответствие с требованиями геолого-технического наряда; обеспечить однородность жидкости по всему стволу скважины, что достигается циркуляцией жидкости после бурения (при промывке) в течение не менее 2 ч на каждые 1000 м глубины скважины.

Требования к промывочной жидкости:

• плотность жидкости должна соответствовать минимально допустимому перепаду давления в системе "скважина-пласт", утверждённому технологическим регламентом;

• водоотдача - не более 10 см/30 мин;

• удельное сопротивление не должно изменяться от момента вскрытия пласта до завершения электрометрических работ более чем на 25%, и должно удовлетворять требованиям проведения утверждённого комплекса геофизических работ.

В скважинах, в которых выявлены нарушения колонн, проводилось разбуривание цементного камня или наблюдались другие осложнения, перед началом работ необходимо выполнить контрольный спуск шаблона на геофизическом кабеле.

А.3.2 Запрещается проведение геофизических исследований в скважинах, заполненных промывочной жидкостью с вязкостью более 120 с по СПВ-5, и жидкостью, содержащей больше 5% песка или обломков твёрдых пород, в поглощающих (с понижением уровня более 15 м/ч), переливающих или газирующих скважинах.

Работы в скважинах, в которых указанные условия не выполняются, а также в скважинах заполненных нефтью или промывочной жидкостью с примесью нефти больше 10%, а также при наличии других осложнений, могут проводиться лишь по особому согласованному решению руководства геофизического предприятия и недропользователя.

А.3.3 При выполнении геофизических исследований и работ методами радиоактивного каротажа скважину подготавливают в соответствии с требованиями по установлению режима радиационной безопасности, регламентированными ОСПОРБ-99.