Рейтинг: 4.0/5.0 (1888 проголосовавших)Категория: Инструкции
Справочник / Под ред. В. Г. Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. - М. Инфра-инженерия, 2009. - 960 с. ISBN 978-5-9729-0022-0 Описаны физические основы, области применения и аппаратура для электрических, радиометрических, акустических, гидродинамических, геолого-технологических и других методов исследования нефтяных и газовых скважин. Рассмотрены способы и.
УДК 550.832 (083.96). ОКСТУ 4315. Дата введения 01.07.2001. СОГЛАСОВАН с Федеральным горным и промышленным надзором России 25 мая 2000 года с Министерством природных ресурсов России 4 мая 2001 года. РАЗРАБОТАН Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем) во исполнение совместного решения.
Согласована с Госгортехнадзором техническая по проведению геофизических исследований в скважинах 2001 России г. Утверждена Министерством природных ресурсов Российской Федерации г. Инструкция является основным.
Предыдущее издание Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах было вакуумно выпущено техническая по проведению геофизических исследований в скважинах 2001 в 1985 г. С тех пор прошло. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на. Приказом Минэнерго РФ от N 134). Геофизическое сопровождение работ, выполняемых в скважинах приборами на. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований техническая по проведению геофизических исследований в скважинах 2001 и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Министерство природных ресурсов РФ (Russian монтажу Federation Ministry of Natural). Обозначение: РД -01Обозначение англ: RD -01Статус:исключен из реестра, указателя, перечняНазвание рус.:Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинахДата добавления в базу:Дата актуализации:Дата введения:Область применения:Руководящий документ устанавливает для организаций топливно-энергетического комплекса единые требования проведения геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле и наземным оборудованием, обеспечивающим цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации. Оглавление:1. Область применения2. Нормативные ссылки3. Определения4. Сокращения I. Технологии геофизических исследований и работ II. Виды и методы геофизических исследований и работ III. Наземная аппаратура и оборудованиеПриложенияРазработан: Государственный научный центр РФ вниигеосистемУтверждён: Минэнерго России (Russian Federation Minenergo 134)Принят: Федеральный горный. Нормативные документы. РД -01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Утвержден: Минэнерго России.
Инструкция по проведению геофизических исследований рудных«Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и. Скважинах утвержденному приказом Минэнерго России от.
Существенную помощь при работе над инструкцией оказали сотрудники МПР РФ А.В.Липилин и В.А.Полякова и сотрудники вирг-Рудгеофизики Т.Ю.Пикунова, Л.Ю.Чуралева, В.А.Птицын, Н.Н.Ефимова. При разработке инструкции авторы сочли необходимым отойти от того плана, по которому составлялись подобные документы ранее, в том числе и Техническая инструкция 1985 года издания. В новой инструкции все технические и методические сведения и требования, касающиеся какого-либо одного метода, сведены в единый раздел, начиная от физической сущности этого метода и решаемых им задач, вплоть до вопросов интерпретации, обработки материалов и оценки их качества и достоверности. Такое расположение материалов, по мнению авторов, более удобно для тех, кто будет пользоваться инструкцией. Кроме. Техническая инструкция ПО проведению геофизических. 3 приняведеействие приказом Минэнерго России от техническая по проведению геофизических исследований в скважинах 2001 г. Результаты геофизических исследований и работ в скважинах (гирс). О введениействие технической инструкции. ПО проведению геофизических исследованиабот. Приборами НА кабелефтяных И. Газовых скважинах (РД -01 приказ, министерство энергетики сборке РФ г. N 134 (нцпи в целях установления единого порядка организации и соблюдения технологии проведения геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах на предприятиях топливно-энергетического комплекса независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности приказываю: 1. Принять и ввести в действие с года руководящий документ Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах (РД -01). 2. Руководителям отраслевых структур управления топливно-энергетического комплекса обеспечить соблюдение требований РД -01. 3. Поручить. В нефтяныазовых скважинах (РД -01) приказ министерство энергетики РФ г. Технологии проведения геофизических исследований и работ siemens приборами на кабеле в нефтяных и. УДК 550.832 (083.96).оксту 4315.Дата введения.согласован с Федеральным горным и промышленным надзором России годас Министерством природных ресурсов России года. Разработан Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ вниигеосистем (внигик ГНЦ вниигеосистем) во исполнение совместного решения Роскомнедра, Минтопэнерго России и Госгортехиадзора Российской Федерации МТ-3324 О геофизическом информационном обеспечении при разведке и разработке месторождений нефти и газа самсунг творческим коллективом специалистов:Хаматдинова Р.Т. (руководитель коллектива Козяра В.Ф. (ответственный исполнитель Антропова В.Ф. Антонова Ю.Н. Белоконя Д.В. Блюменцева A.M. Буевича А.С. Велижанина В.А. Еникеевой Ф.Х. Ипатова А.И. Козяра Н.В. Козыряцкого Н.Г. Костина Ю.И. Кременецкого М.И. Леготина Л.Г. Малинина А.В. Микина М.Л. Митюшина Е.М. Михайлова В.М. Неретина.
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ - РД 153-39.0-072-01
УДК 550.832 (083.96)
ОКСТУ 4315
Дата введения 2001-07-01
СОГЛАСОВАН с Федеральным горным и промышленным надзором России 25 мая 2000 года с Министерством природных ресурсов России 4 мая 2001 года
ПредисловиеРАЗРАБОТАН Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем) во исполнение совместного решения Роскомнедра, Минтопэнерго России и Госгортехиадзора Российской Федерации № МТ-3324 «О геофизическом информационном обеспечении при разведке и разработке месторождений нефти и газа» творческим коллективом специалистов: Хаматдинова Р.Т. (руководитель коллектива), Козяра В.Ф. (ответственный исполнитель), Антропова В.Ф. Антонова Ю.Н. Белоконя Д.В. Блюменцева A.M. Буевича А.С. Велижанина В.А. Еникеевой Ф.Х. Ипатова А.И. Козяра Н.В. Козыряцкого Н.Г. Костина Ю.И. Кременецкого М.И. Леготина Л.Г. Малинина А.В. Микина М.Л. Митюшина Е.М. Михайлова В.М. Неретина В.Д. Пантюхина В.А. Пасечника М.П. Петерсилье В.И. Рудяка Б.В. Рындина В.Н. Снежко О.М. Филиди Г.Н. Фионова А.И. Черменского В.Г. Эпова М.И. Яруллина Р.К. Яценко Г.Г.
ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации
ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 7 мая 2001 г. № 134
В настоящем документе реализованы нормы Законов Российской Федерации: «О недрах» с изменениями и дополнениями и «Oб обеспечении единства измерений»
ВВЕДЕН взамен «Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах», утвержденной в 1984 г. (М. «Недра», 1985)
Содержание6.1.1. К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование, в соответствии с требованиями действующих стандартов на данный тип приборов или оборудования.
6.1.2. Первичную калибровку выполняет изготовитель скважинных приборов и 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. Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.
6.1.4. Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъема приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатационной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодических калибровок.
6.2. Подготовительные работы6.2.1. Подготовительные работы перед проведением ГИС проводят в стационарных условиях на базе геофизического предприятия (производителя работ) и непосредственно на скважине.
6.2.2. Перечень работ каротажной партии (отряда) на базе геофизического предприятия включает:
получение наряд -заказа на геофизические исследования и работы, форма и содержание которого согласованы между геофизическим предприятием и недропользователем;
ознакомление с геофизическими и геологическими материалами по исследуемой скважине и получение файлов и твердых копий данных, необходимых для выполнения ряда работ, например, привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований, перфорации и др.
получение скважинных приборов, расходных деталей, материалов и источников радиоактивных излучений, проверку их комплектности и исправности;
запись файлов периодических калибровок и сведений об исследуемом объекте, включая файлы априорных данных, в базу данных каротажного регистратора.
6.2.3. По прибытию на скважину персонал каротажной партии (отряда) выполняет следующие подготовительные операции:
проверяет подготовленность бурящейся либо действующей скважины к исследованиям и работам согласно техническим условиям на их подготовку для проведения ГИС и подписывает акт о готовности скважины к проведению исследований и работ;
проверяет правильность задания, указанного в наряд-заказе, и при необходимости уточняет его с представителем недропользователя;
устанавливает каротажный подъемник в 25-40 м от устья скважины так, чтобы ось лебедки была горизонтальной и перпендикулярной направлению на устье скважины; затормаживает и надежно закрепляет подъемник, подкладывая клинья под его колеса; крепит датчики натяжения и глубины на выносной консоли;
заземляет лабораторию и подъемник с помощью заземления с общим сопротивлением не более 4 Ом;
подключает станцию к сети переменного тока, действующей на скважине или к генератору автономной силовой установки;
сматывает с барабана лебедки первые витки геофизического кабеля так, чтобы выпущенного конца кабеля хватило для подключения к кабельному наконечнику приборов, уложенных на мостках или на полу буровой;
заводит кабель в направляющий и подвесной ролики (блок-баланс) и устанавливает последние на свои штатные места;
крепит направляющий ролик (блок) на специальном узле крепления, который постоянно закреплен на основании буровой на расстоянии не более 2 м от ротора таким образом, чтобы средняя плоскость его ролика визуально проходила через середину барабана лебедки каротажного подъемника;
устанавливает на направляющем ролике датчик глубины. Узел крепления направляющего ролика должен быть испытан на нагрузку, в 3 раза превышающую номинальное разрывное усилие кабеля;
подвешивает подвесной блок и датчик натяжения к вертлюгу через штопор и элеватор или непосредственно на крюк через накидное кольцо на высоте не менее 15-20 м от пола буровой установки. Узел крепления подвесного блока должен быть испытан на нагрузку, превышающее номинальное разрывное натяжение кабеля в 4 раза;
подсоединяет к кабельному наконечнику скважинный прибор (сборку приборов, шаблон), проверяет его работоспособность на мостках, опускает прибор в скважину. Подъем прибора над столом ротора и спуск в устье скважины производят с помощью каротажного подъемника, легости (якоря), имеющейся на буровой, или другого грузоподъемного механизма. Для захвата прибора применяют штопор, закрепленный на вилке, которую вставляют в пазы кабельного наконечника;
устанавливает на счетчиках регистратора и панели контроля каротажа в подъемнике нулевые показания глубин с учетом расстояния от точки отсчета глубин (стола ротора буровой установки, планшайбы эксплуатационной скважины) до скважинного прибора.
ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ СКВАЖИН ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ
К геолого-техническим условиям, оказывающим определяющее влияние на отбор керна, проведение геофизических исследований скважин и эффективность оперативных геофизических заключений и испытаний, относится целый комплекс показателей, в частности (Козяр В.Ф. Ручкин А.В. Яценко Г.Г. 1983):
Ниже речь идет только о влиянии на эффективность ГИС типа и свойств промывочных жидкостей.
Наиболее подвержены этому влиянию электрические виды ГИС, данные которых используют для выделения коллекторов, определения их пористости, нефтенасыщенности. К технологии бурения скважин в зависимости от решаемых задач предъявляются прямо противоположные требования. Так, для выделения коллекторов, особенно с ухудшенными свойствами, необходимо обеспечить внедрение фильтрата промывочной жидкости в пласты за счет создания больших репрессий, утяжеления жидкости и повышения ее водоотдачи. Наоборот, для правильной оценки нефтенасыщения пластов технология бурения должна быть такой, чтобы не создавались большие зоны проникновения в пласты, глинистая
корочка должна быть минимальной, бурение нужно проводить с незначительным превышением гидростатического давления над пластовым.
Определение нефтенасыщенности и пористости по параметрам зоны проникновения зависит также от времени контактирования пластов с промывочной жидкостью и постоянства ее свойств с момента разбуривания пород до проведения исследований.
Желательно, чтобы свойства жидкости были постоянными, а время контактирования минимальным. Выполнение этих требований справедливо и для обеспечения качественного опробования и испытания пластов. Некоторые виды исследования (БМК, ГГКП, ГДК, ОПК) чувствительны к образованию глинистых и особенно шламовых корок, искажающих результаты измерений, и должны выполняться непосредственно после проработки скважины.
Из практики работ в СССР и за рубежом геологические службы нефтегазоразведочных организаций (за редким исключением) не придают серьезного значения контролю за постоянством свойств, особенно минерализации, промывочной жидкости в процессе бурения. Для достижения определенных технологических преимуществ в жидкость добавляют различные химреагенты, нефтепродукты, существенно изменяющие ее удельное сопротивление. Так, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и химические реактивы (КМЦ, углещелочной реагент, разнообразные соли) приводят к изменению электрического сопротивления жидкостей, образованию в коллекторах многослойных зон проникновения. При использовании утяжелителей (магнетита и барита) ограничивается применение ГГКП, ИК, ЯМК; они отрицательно сказываются на фильтрационных свойствах прискважинных зон коллекторов, так как приводят к внедрению глинистых и твердых частиц в породу, в результате чего образуется зона кольматации. Это в свою очередь вызывает уменьшение отрицательной аномалии ПС в интервалах залегания проницаемых пород. Из литературы (Козяр В.Ф. Ручкин А.В. Яценко Г.Г. 1983) известно, что “. в породах, содержащих хлоркальциевые пластовые воды (а именно такой тип вод характерен для отложений рассматриваемого месторождения. - Прим. авт.), при контакте их с обогащенной КМЦ промывочной жидкостью происходит замещение между ионами натрия и кальция с образованием в породах коллоидального осадка. Осадок не растворяется в нефти, этиловом спирте, щелочи и 15%-й соляной кислоте и полностью закупоривает поровое пространство при водонасыщенности пород более 30%. Высаливание КМЦ происходит и в случае, когда пластовая вода находится в связанном виде и не зависит от пластовых температур, давлений и кислотности среды. Процессу не препятствуют присутствие в порах нефти и газа и обработка промывочных жидкостей солеустойчивыми поверхностно-активными веществами. Кольматация коллекторов утяжеленными промывочными жидкостями и КМЦ может служить причиной многочисленных расхождений между геофизическими заключениями и результатами испытаний скважин”.
На одном из многопластовых нефтяных месторождений шельфа Южно-Китайского моря, промышленная нефтегазоносность которого связана с миоценовыми, олигоценовыми отложениями и корой выветривания кристаллического фундамента, бурение скважин, отбор керна, проведение геофизических исследований скважин и испытаний пластов в продуктивных комплексах сопряжены со значительными трудностями, обусловленными глубоким залеганием продуктивных интервалов, наличием в них зон аномально высоких пластовых давлений и температур, применением высокоминерализованных утяжеленных промывочных жидкостей, сложным строением полимиктовых коллекторов по вещественному составу слагающих их минералов и структуре порового пространства, т. е. с одной стороны, возникает необходимость применения расширенного комплекса ГИС, а с другой - объективные причины, связанные с осложнениями при бурении (наличие зон АВПоД, желобообразование, высокие давления и температуры, использование минерализованных растворов), ведут к сокращению программы исследований, исключению отдельных видов каротажа из утвержденного обязательного комплекса геофизических исследований, в частности метода ПС, наиболее информативного в песчано-глинистом разрезе при пресной промывочной жидкости.
Так, минерализация вод миоценовых отложений составляет 7 г/л для северной части месторождения ( r пв =0,25 Ом·м при 110°С) и 17 г/л – для южной ( r пв =0,115 Ом·м при 110°С). Минерализация вод олигоценового комплекса принята в 10 г/л ( r пв =18 Ом·м при 110°С) по данным химического анализа проб воды, отобранных во время эксплуатации скважин.
Пластовая (Тпл ) и скважинная (Тскв ) температуры связаны с глубиной следующими уравнениями (для глубин более 3000 м):
Тскв = 0,0357 H - 12,8;
T пл = 0,0175 H + 74,25.
Попутно заметим, что пластовые воды в пределах месторождения по площади и разрезу изучены недостаточно, значения их минерализации нуждаются в уточнении.
Минерализация буровых растворов, приготовленных на морской воде и используемых при массовом бурении эксплуатационных наклонно направленных скважин на отложения миоцена и олигоцена, составляет 14. 20 г/л ( r c =0,18. 0,13 Ом·м при T = 80°С; r ф = 0,100. 0,075 Ом·м при T =80°С).
Нетрудно видеть, что при таких близких соотношениях в минерализациях пластовой воды и фильтрата бурового раствора получить значимую отрицательную амплитуду ПС(Епс = - 70 lg( r ф / r пв ) ), особенно для отложений миоцена, затруднительно (недифференцированная кривая ПС).
Согласно п. 12.1 “Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах” (1985 г.) кривая ПС в скважинах, заполненных соленой промывочной жидкостью, может не записываться, если 0,5< r c / r пв < 2. Именно такой диапазон значений r c / r пв (1,1. 1,3) получен при бурении скважин с использованием минерализованной промывочной жидкости на миоценовые отложения.
Пункт 12.5 “Технической инструкции. ” ясно и однозначно говорит о том, что КС, МЗ и ИК в эксплуатационных скважинах проводят только при заполнении их пресной ( r c >0,2 Ом·м) промывочной жидкостью.
“. В скважинах, заполненных соленой промывочной жидкостью, микрозонды не могут быть использованы и для качественной интерпретации” (Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. – М. Недра, 1984) вследствие значительного влияния на показания микрозондов слоя промывочной жидкости и глинистой корки, отделяющих башмак зонда от стенки скважины. Количественная оценка рпп при большой толщине глинистой корки ( h гк >15 мм) практически невозможна.
Заметим, что с глубиной наблюдается все большее влияние сопротивления глинистой корки на снижение кажущегося сопротивления за счет влияния высокой температуры.
Таким образом, из-за высокой минерализации промывочных жидкостей, используемых при бурении миоценовых и олигоценовых отложений на данной структуре, высокой пластовой температуры (120. 150°С) и малой единичной толщины коллекторов снижается эффективность методов ГИС: бокового каротажного зондирования (БКЗ), индукционного каротажа (ИК), микрозондирования (МК), бокового микрокаротажа (БМК), потенциалов собственной поляризации пород (ПС). Пересечение скважинами толщи пород, обладающих АВПД, служит причиной многих осложнений при бурении. Для предотвращения выбросов эти отложения бурят на утяжеленных промывочных жидкостях (1,6. 1,7 г/см 3 ), следствием чего являются образование глубоких зон проникновения в проницаемых породах и их значительная кольматация.
В связи с большим числом наклонно направленных скважин (отклонение стволов скважин от вертикали часто достигает 1000 м и более) сокращается комплекс геофизических исследований в глубоких скважинах, в первую очередь за счет каротажа, выполняемого приборами с центрирующими или пружинными устройствами: акустического (АК), гамма-гамма-плотностного (ГГКП), микрокаротажа (МК) и бокового микрокаротажа (БМК), опробователей пластов на кабеле (ОПК). Причинами являются прихватоопасность, высокая аварийность и затруднения при прохождении таких геофизических приборов.
Известно (Козяр В.Ф. Ручкин А.В. Яценко Г.Г. 1983), что непосредственно перед проведением геофизических измерений жидкость нередко “освежают” путем добавок новых порций с иными свойствами для получения дифференцированной кривой ПС и выравнивания свойств жидкости по стволу скважины. С изменением свойств промывочной жидкости перед каротажем снижается эффективность всех видов электрических измерений (КС, БКЗ, БК, БМК, ИК), так как осложняется электрическая характеристика пластов в радиальном направлении и затрудняется количественное определение параметров зоны проникновения.
В заключение отметим, что в общем случае методика проведения измерений должна быть четко согласована с применяемой технологией бурения скважин, а часто и предопределяться ею (Кошляк В.А. и др. 1983). Для повышения эффективности ГИС в реальных геолого-технических условиях проводки скважин на данном месторождении, по мнению автора, целесообразно соблюдать ряд требований.
1. Чтобы исключить образование многослойных зон проникновения, измерения следует проводить при заполнении скважины той жидкостью, на которой она бурилась, независимо от ее свойств, т. е. в течение всего времени бурения продуктивного интервала и выполнения ГИС нужно обеспечить постоянство минерализации промывочной жидкости, так как изменение ее удельного сопротивления в процессе бурения приводит к усложнению строения зоны проникновения и, следовательно, затрудняет количественную интерпретацию.
При подготовке скважины необходимо исключить добавление свежей промывочной жидкости в интервал исследования, проводимого для получения дифференцированной, но искаженной кривой ПС.
2. Исследуемые пласты нужно разбуривать с использованием промывочных жидкостей с небольшой (до 5 см 3 /30 мин) водоотдачей в целях предотвращения образования глубоких зон проникновения и рыхлых глинистых корочек большой (свыше 15. 20 мм) толщины напротив коллекторов, что затрудняет, а в ряде случаев и делает невозможным количественное определение пористости по данным БМК.
3. Наиболее благоприятные условия создаются в скважинах с пресной промывочной жидкостью, в которых удельное сопротивление r c превышает 0,2 Ом·м, а отношение удельных сопротивлений промывочной жидкости r с и пластовой воды r пв больше 5 ( r с / r пв >5).
4. При изменении свойств (особенно электропроводности или сопротивления) промывочной жидкости по технологическим при чинам необходимо стремиться, чтобы эти изменения были более контрастными, и проводить измерения электрическими видами каротажа по методике двух жидкостей до и после изменения свойств жидкости.
5. При разбуривании продуктивных отложений следует исключить (или ограничить) добавки нефтепродуктов в промывочные жидкости, так как они приводят к загрязнению коллекторов и образованию зоны искусственной нефтенасыщенности с Кн=0,4. 0,6.
6. Нецелесообразно вскрывать продуктивный разрез при одной промывочной жидкости, а исследования проводить при другой из-за образования в коллекторах многослойных зон проникновения. В случае смены промывочной жидкости на нефтяной основе сохранится тонкая непроводящая корка на стенках скважины.
7. В непосредственной близости от продуктивного интервала не должны проводиться цементные заливки для устранения каверн, так как наличие цемента в кавернах и образование цементной корочки на стенках скважины искажают поле ПС и кривые электрокаротажа.
8. При выполнении операций по “освежению” промывочной жидкости или при ликвидации поглощений цементными заливками необходимо в минимальном объеме проводить геофизические измерения (КС, ПС, БК) до и после работ в скважинах с целью выделения коллекторов и особенно поглощающих пластов.
9. Для получения надежных данных об удельном сопротивлении пород нужно максимально сократить время между разбури-ванием продуктивного интервала и его исследованием, т. е. каждый эксплуатационный объект должен исследоваться непосредственно после разбуривания.
10. С целью повышения качества новых и традиционных видов ГИС бурение поисково-разведочных скважин следует проводить на опресненном растворе с минерализацией не более 6 г/л.
Сайт создан в системе uCoz
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЕХНИЧЕСКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ ПРИБОРАМИ НА КАБЕЛЕ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
РД 153-39.0-072-01
УДК 550.832 (083.96)
Дата введения 2001-07-01
СОГЛАСОВАН с Федеральным горным и промышленным надзором России 25 мая 2000 года
с Министерством природных ресурсов России 4 мая 2001 года
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Отделением скважинных геоинформационных систем Государственного научного центра РФ ВНИИГеосистем (ВНИГИК ГНЦ ВНИИГеосистем) во исполнение совместного решения Роскомнедра, Минтопэнерго России и Госгортехиадзора Российской Федерации № МТ-3324 "О геофизическом информационном обеспечении при разведке и разработке месторождений нефти и газа" творческим коллективом специалистов:
Хаматдинова Р.Т. (руководитель коллектива), Козяра В.Ф. (ответственный исполнитель), Антропова В.Ф. Антонова Ю.Н. Белоконя Д.В. Блюменцева A.M. Буевича А.С. Велижанина В.А. Еникеевой Ф.Х. Ипатова А.И. Козяра Н.В. Козыряцкого Н.Г. Костина Ю.И. Кременецкого М.И. Леготина Л.Г. Малинина А.В. Микина М.Л. Митюшина Е.М. Михайлова В.М. Неретина В.Д. Пантюхина В.А. Пасечника М.П. Петерсилье В.И. Рудяка Б.В. Рындина В.Н. Снежко О.М. Филиди Г.Н. Фионова А.И. Черменского В.Г. Эпова М.И. Яруллина Р.К. Яценко Г.Г.
2 ВНЕСЕН Управлением геологоразведочных и геофизических работ Министерства энергетики Российской Федерации
3 ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 7 мая 2001 г. № 134
4 В настоящем документе реализованы нормы Законов Российской Федерации: "О недрах" с изменениями и дополнениями и "Oб обеспечении единства измерений"
5 ВВЕДЕН взамен "Технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах", утвержденной в 1984 г. (М. "Недра", 1985)
1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Руководящий документ устанавливает для организаций топливно-энергетического комплекса единые требования проведения геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах приборами на кабеле и наземным оборудованием, обеспечивающим цифровую регистрацию данных измерений и сопутствующей информации.
Результаты геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС) являются одним из основных видов геологической документации скважин, бурящихся для поисков, разведки и добычи нефти и газа. Их применяют для решения геологических, технических и технологических задач, возникающих на всех этапах жизни скважины:
- обеспечения заданных параметров бурения;
- корреляции пробуренных разрезов, оценки литологического состава и стратиграфической принадлежности пород;
- выделения коллекторов и количественных определений их фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности;
- определения технического состояния обсадных колонн и цементного камня;
- контроля процессов добычи нефти и газа, оценки текущей нефтегазонасыщенности и обводненности коллекторов;
- информационного обеспечения технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов, их испытаний и интенсификации дебитов.
Материалы ГИРС составляют информационную основу для подсчета и пересчета запасов нефтяных и газовых залежей и определения степени их выработки. Они обеспечивают геологический, технический и экологический контроль (мониторинг) за эксплуатацией месторождений и отдельных залежей и выполнение природоохранных задач.
Полноту, качество и сроки выполнения ГИРС регламентируют «Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», утвержденные Министерством топлива и энергетики РФ и Министерством природных ресурсов РФ 28 декабря 1999 г. которые предусматривают также основные обязанности и функции недропользователей и производителей ГИРС по обеспечению проведения работ.
Геофизические исследования в скважинах (ГИС) являются частью ГИРС, составляя тем не менее их основной объем. РД «Техническая инструкция» содержит требования к техническому обеспечению и технологиям проведения исследований комплексами и отдельными методами ГИС, контролю качества первичных данных измерений, к форматам и формам регистрации, транспортировки и хранения полученной информации. Выполнение требований документа обязательно при реализации на территории Российской Федерации лицензий на право пользования недрами с целью их геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья, сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа независимо от организационно-правовой формы, форм собственности и ведомственной принадлежности недропользователей.
2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативно-правовые и технические документы и стандарты:
2.1 Постановление Правительства Российской Федерации от 31.07.95 г. № 775 об утверждении «Положения о лицензировании отдельных видов деятельности, связанных с геологическим изучением и использованием недр»
2.2 Совместный приказ Минтопэнерго РФ и МПР РФ от 28.12.99 г. № 445/323 об утверждении «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах»
2.3 ОСТ 153-39.1-005-00 «Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия», утвержденные Минэнерго РФ в 2001 г.
2.4 РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденный Госгортехнадзором в 1998 г. и дополнения к нему ИПБ 08-375(200-00)
2.5 РД «Техническое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофизических бронированных кабелей», утвержденный Минтопэнерго РФ и МПР РФ в 1998 г.
2.6 СП 2.6.1.758-99 «Нормы радиационной безопасности НРБ-99», утвержденные Минздравом РФ в 1999 г.
2.7 СП 2.6.1.799-99 «Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99», утвержденные Минздравом РФ в 2000 г.
2.8 Методическое руководство «Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ», утвержденное Минтопэнерго в 1999 г.
2.9 «Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов», утвержденная ГКЗ СССР в 1984 г.
3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ
В настоящем РД применены следующие термины для обозначения отдельных видов геофизических исследований и работ в скважинах:
- ГИРС — геофизические исследования и работы в скважинах, включающие изучение естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (ГИС и СГР), геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП);
- ГИС — геофизические исследования и работы во внутрискважинном и околоскважинном пространствах, выполняемые приборами на кабеле. К ним относят:
- каротаж — исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве, основанные на измерениях параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве, с целью изучения свойств разбуренных горных пород, выявления продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов, привязки к разрезу по глубине других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики;
- ИТСС — исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования, необходимые для информационного обеспечения управления процессами бурения скважины, спуска и цементирования обсадных колонн, вторичного вскрытия коллекторов и вызова притоков пластовых флюидов, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. Решение этих задач включает определение: траектории и конфигурации ствола скважины, глубины прихвата бурового инструмента в бурящихся скважинах; высоты подъема цемента за обсадной колонной, полноты заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с колонной и горными породами, положений в разрезе муфт обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ), их толщин и дефектов; в эксплуатационных скважинах - местоположения технологического оборудования, парафиновых отложений, интервалов порывов эксплуатационной колонны, глубин прихвата НКТ;
- ПГИ — промыслово-геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и в процессе длительной эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах и гидродинамических связях пластов, включающие измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины. Синонимы ПГИ — ГИС-контроль и гидродинамические исследования в скважинах (ГДИС);
- прямые исследования пластов — опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов, обеспечивающие отбор образцов пород и проб пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение пластового давления в процессе отбора проб флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта.
К геофизическим работам в скважинах относят работы и исследования, связанные с привязкой интервалов перфорации, сверлящую перфорацию, освоение пластов свабированием, интенсификацию притоков пластовых флюидов и удаление гидратных и асфальтеново-парафиновых отложений с помощью геофизического оборудования.
Аномально высокое пластовое давление
Часть первая. ТЕХНОЛОГИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАБОТ
5 КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН. ЗАДАЧИ, РЕШАЕМЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
5.1 Категорийность и назначение скважин, бурящихся на нефть и газ
Скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и для разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей), в соответствии с приказом МПР РФ от 07.02.2001 г. № 126, подразделяют на 8 категорий: опорные (в том числе сверхглубокие), параметрические, структурные, поисковые, оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные. Цель бурения этих скважин определяется их назначением и ожидаемыми результатами (таблица 1). Категория скважины, перечень решаемых ею геологических задач и ожидаемые результаты определяют комплекс, детальность и технологии выполнения ГИРС.
РД «Техническая инструкция. » регламентирует технологии ГИС и требования к используемым скважинным приборам и оборудованию для скважин всех категорий, кроме специальных, в которых геофизические исследования и специальные работы проектируют и проводят с учетом целевых задач, решаемых конкретными скважинами.
Инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах рд 153-39. 0-072-01
Закон Республики Казахстан от 3 апреля 2002 года №314-іі «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах»
1 Общая характеристика специальности 0907 Бурение нефтяных и газовых скважин
2.1. Постановление Правительства Российской Федерации от 31.07.95 N 775 "Об утверждении Положения о лицензировании отдельных видов деятельности, связанных с геологическим изучением и использованием недр"
2.2. Совместный Приказ Минтопэнерго РФ и МПР РФ от 28.12.99 N 445/323 "Об утверждении Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах"
2.3. ОСТ 153-39.1-005-00 "Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия", утвержденные Минэнерго РФ в 2001 г.
2.4. РД 08-200-98 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденный Госгортехнадзором в 1998 г. и дополнения к нему ИПБ 08-375(200-00)
2.5. РД "Техническое описание и инструкция по эксплуатации грузонесущих геофизических бронированных кабелей", утвержденный Минтопэнерго РФ и МПР РФ в 1998 г.
2.6. СП 2.6.1.758-99 "Нормы радиационной безопасности НРБ-99", утвержденные Минздравом РФ в 1999 г.
2.7. СП 2.6.1.799-99 "Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности ОСПОРБ-99", утвержденные Минздравом РФ в 2000 г.
2.8. Методическое руководство "Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ", утвержденное Минтопэнерго в 1999 г.
2.9. "Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов", утвержденная ГКЗ СССР в 1984 г.
3. ОпределенияВ настоящем РД применены следующие термины для обозначения отдельных видов геофизических исследований и работ в скважинах:
- ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах, включающие изучение естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (ГИС и СГР), геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ), а также работы, связанные с вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП);
- ГИС - геофизические исследования и работы во внутрискважинном и околоскважинном пространствах, выполняемые приборами на кабеле. К ним относят:
- каротаж - исследования разрезов скважин в околоскважинном пространстве, основанные на измерениях параметров физических полей в скважине и околоскважинном пространстве, с целью изучения свойств разбуренных горных пород, выявления продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов, привязки к разрезу по глубине других исследований и операций в скважинах, а также получения информации для интерпретации данных скважинной и наземной геофизики;
- ИТСС - исследования и контроль технического состояния скважин и технологического оборудования, необходимые для информационного обеспечения управления процессами бурения скважины, спуска и цементирования обсадных колонн, вторичного вскрытия коллекторов и вызова притоков пластовых флюидов, капитального и подземного ремонта скважин и ликвидации аварий. Решение этих задач включает определение: траектории и конфигурации ствола скважины, глубины прихвата бурового инструмента в бурящихся скважинах; высоты подъема цемента за обсадной колонной, полноты заполнения затрубного пространства цементом и его сцепления с колонной и горными породами, положений в разрезе муфт обсадных колонн и насосно-компрессорных труб (НКТ), их толщин и дефектов; в эксплуатационных скважинах - местоположения технологического оборудования, парафиновых отложений, интервалов порывов эксплуатационной колонны, глубин прихвата НКТ;
- ПГИ - промыслово-геофизические исследования, предназначенные для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении их в процессе длительной эксплуатации, при закачке в них вытесняющего агента с целью получения данных о продуктивности, фильтрационных свойствах и гидродинамических связях пластов, включающие измерения давления, температуры, скорости потока, состава и свойств флюидов в стволе скважины. Синонимы ПГИ - ГИС-контроль и гидродинамические исследования в скважинах (ГДИС);
- прямые исследования пластов - опробование и испытание пластов и отбор образцов пород и флюидов, обеспечивающие отбор образцов пород и проб пластовых флюидов из стенок скважины, исследование их свойств и состава, а также измерение пластового давления в процессе отбора проб флюидов с целью изучения фильтрационных свойств пласта.
К геофизическим работам в скважинах относят работы и исследования, связанные с привязкой интервалов перфорации, сверлящую перфорацию, освоение пластов свабированием, интенсификацию притоков пластовых флюидов и удаление гидратных и асфальтеново-парафиновых отложений с помощью геофизического оборудования.
4. Сокращения
