Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин
|
Скачать 2.09 Mb.
|
6 Требования к производителю ГТИ 6.1 Основные требования по обеспечению качества исследований 6.1.1 Производитель ГТИ должен иметь выданную в установленном порядке лицензию на осуществление этого вида работ. 6.1.2 К проведению работ по ГТИ допускаются лица, имеющие высшее техническое образование или среднее специальное образование. 6.1.3 Работы по ГТИ производятся непрерывно с использованием соответствующего оборудования. 6.1.4 Выполнение обязательного комплекса ГТИ (см. раздел 4.6) и уровень качества получаемого материала контролируется Заказчиком и собственной службой контроля качества Производителя. 6.2 Структура службы ГТИ 6.2.1 Служба ГТИ создается в составе предприятий, имеющих лицензию на геофизические работы по изучению земных недр. Основным производственным звеном этой службы является партия, состоящая из одного и более отрядов. Количество создаваемых партий (отрядов) определяется объемом выполняемых работ. 6.2.2 Если число отрядов в партии достигает 5 (и более), рекомендуется их выделение в экспедицию. Экспедиция обеспечивает организацию работ, входящих в ее состав партий (отрядов), осуществляет руководство и контроль за их деятельностью. 6.2.3 В составе экспедиции рекомендуются следующие структурные подразделения: • производственные партии (отряды); • ремонтно-эксплуатационный участок; • стационарная лаборатория; • партия обработки и интерпретации материалов ГТИ (КИП). Ремонтно-эксплуатационный участок обеспечивает ремонт, техническое обслуживание, наладку, метрологические поверки, тарировку и калибровку датчиков, приборов и комплексов, предназначенных для исследования скважин. Стационарная лаборатория проводит контрольные замеры и дополнительные исследования шлама, проб пластовых флюидов и бурового раствора, доставляемых со скважины, а также анализ проб флюидов, отобранных в результате испытания или опробования пластов. КИП осуществляет приемку от партий (отрядов) первичных материалов, их обработку и интерпретацию. 6.3 Рекомендуемые нормативы численности службы ГТИ Численный состав структурных подразделений и партии ГТИ, а также квалификационные требования к персоналу определяются согласно МУ ГИС-98. Согласно МУ ГИС-98 рекомендуемый численный состав производственной одноотрядной партии: • геолого-технологических исследований - 11 человек; • геолого-геохимических исследований - 9 человек; • технологических исследований - 7 человек. 6.4 Требования правил техники безопасности и охраны труда 6.4.1 ГТИ должны выполняться с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Правил безопасности электроустановок", "Типовых инструкций по безопасности геофизических работ", "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (раздел 26), распоряжений, постановлений органов государственного надзора и других действующих нормативных документов, утвержденных федеральными ведомствами, и согласованных с органами профессиональных союзов работников соответствующих отраслей.; с учетом требований безопасности, предусмотренных эксплуатационной документацией на используемые аппаратуру, оборудование, технологии. 6.4.2 При контроле технологического процесса строительства скважины должны выполняться следующие условия, обеспечивающие своевременное распознавание предаварийных ситуаций и предотвращение выбросов и открытых фонтанов: • обязательная промывка скважины перед подъемом инструмента в течение времени, превышающего расчетное время выхода забойной пачки (величину расчетного "отставания") в 1,5 раза; • предупреждение буровой бригады о факте повышения содержания углеводородных и других газов в газовоздушной смеси, извлеченной из дегазатора принудительного действия. Подъем инструмента производится с обязательным контролем долива скважины и вычислением притока (поглощения). Если приток (поглощение) превысит 0,5 м3, необходимо дать рекомендацию на прекращение подъема и восстановление циркуляции до выхода забойной пачки газа. Все выдаваемые рекомендации фиксируются в "Рабочем журнале по проведению ГТИ" (пример приведен в приложении М). Буровая бригада предупреждается обо всех случаях выхода контролируемых параметров за пределы заданных коридоров значений (затяжки, посадки, промывы инструмента, поглощения, притоки бурового раствора, подклинки долота и т. п.) с целью своевременного обнаружения отклонения технологического процесса от нормы как за счет осложнения скважины, так и за счет предаварийного состояния бурового инструмента и оборудования. В случае возникновения аварии, план ее ликвидации, составленный Заказчиком, должен регламентировать взаимоотношения персонала партии ГТИ и буровой бригады и обмен информацией между ними при ликвидации аварии. 7 Технические средства ГТИ 7.1 Компьютеризированная станция ГТИ Компьютеризированная станция ГТИ предназначена для реализации комплексов исследований, указанных в разделе 4.6. Граничные значения технических характеристик аппаратуры и оборудования станции ГТИ, указанные в данной Инструкции, отражают достигнутый к настоящему времени отечественный и зарубежный технический уровень. Соответствие этим характеристикам обеспечивает наряду с другими факторами решение поставленных перед геолого-технологическими исследованиями задач. В случае возникновения в ходе проведения ГТИ требований, обусловленных изменением круга решаемых задач или особенностями конкретных геолого-технических условий проводки скважины, возможно применение других, соответствующих им технических средств. Условия проведения работ, комплекс решаемых задач при этом являются предметом соглашения между Заказчиком и Производителем. Применяемые технические средства не должны нарушать требования настоящей Инструкции. 7.2 Общее описание станции 7.2.1 Компьютеризированная станция ГТИ представляет собой информационно-измерительную и аналитическую систему, предназначенную для непрерывного получения геолого-технологической информации на всех этапах строительства скважины. 7.2.2 Источниками информации при реализации ГТИ являются: • геологические материалы, переданные Заказчиком; • образцы горных пород (шлам, керн); • пробы бурового раствора; • циркулирующий буровой раствор; • технологические параметры процесса проводки скважины; • характеристики и состояние элементов бурового оборудования. 7.2.3 В процессе проведения ГТИ выполняются следующие виды работ, измерений и исследований: •эпизодический отбор, подготовка и анализ образцов горных пород шлама (керна - по отдельному заказу); • эпизодический отбор и анализ проб бурового раствора; • непрерывное измерение параметров бурового раствора устанавливаемыми в циркуляционной системе соответствующими датчиками; • извлечение из части циркулирующего бурового раствора углеводородных и неуглеводородных газов путем непрерывной принудительной дегазации; • подача извлеченной ГВС на непрерывный и эпизодический газовые анализы; •непрерывный анализ ГВС на суммарное содержание УВ газов, а также на содержание метана и тяжелых углеводородов (С2 - С6), а по отдельному заказу - на содержание сероводорода, водорода, кислорода, углекислого газа, паров воды и т. п.; •циклический (с периодом не более 3-х минут) покомпонентный газовый анализ на метан, этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан с помощью хроматографа; •циклический (с периодом 20 - 40 секунд) покомпонентный газовый анализ на С1 - С6 и неуглеводородные газы (азот, кислород, углекислый газ, сероводород, водород, пары воды, гелий, аргон) с помощью масс-спектрометра по отдельному заказу; •автоматическое измерение технологических параметров процесса бурения устанавливаемыми на буровом оборудовании соответствующими датчиками; •автоматическая регистрация результатов измерений и обработка информации с помощью компьютеров; •визуализация получаемой информации на мониторах компьютеров в станции ГТИ, на пульте бурильщика, на компьютерах бурового мастера и супервайзера; •интерпретация полученной технологической и геолого-геохимической информации; •представление информации Заказчику на согласованных типах носителей, включая бумажный. 7.2.4 Для выполнения перечисленных измерений и исследований станция ГТИ комплектуется соответствующим оборудованием и аппаратурой. 7.3 Аппаратура и оборудование для геологических исследований 7.3.1 Общие требования Аппаратура и оборудование должны обеспечивать проведение отбора шлама, подготовку к исследованиям, изучение образцов шлама и керна визуально-инструментальными методами с целью определения литологических характеристик и обнаружения признаков углеводородов. Состав оборудования: 7.3.2 Устройство для отбора шлама (лоток), помещаемое в открытую часть желоба. Размеры: 350200200 мм с отверстиями диаметром 3 мм, расположенными через 30 мм друг от друга. На бортах устройства для отбора шлама имеются проушины для крепления устройства к желобу. 7.3.3 Термовакуумный дегазатор для полного извлечения из шлама, керна и бурового раствора свободного и растворенного газа: •время дегазации пробы шлама, керна или раствора: не более 15 мин; • объем пробы - до 250 см3; • степень извлечения газа - не менее 90%. 7.3.4 Бинокулярный микроскоп: • 100-кратное увеличение; • регулируемая интенсивность освещения; • регулируемый и фокусируемый дополнительный свет для наблюдений образцов. 7.3.5 Аналитические весы Тип - электронные. Диапазон измерений не менее 0 - 200 г. Погрешность: не более ±5 мг. 7.3.6 Карбонатомер Единица измерения - %. Диапазон измерений - 0 - 100% объем. Погрешность - не хуже ±1% объем. Представление данных - в виде кривой давления СО2 с записью на диаграммной ленте, цифровом индикаторе или в виде цифровой регистрации на компьютере. 7.3.7 Сита для фракционного анализа шлама (как минимум два набора) Размеры ячеек (мм): 0,063; 0,125; 0,250; 1,00; 2,00; 5,00. 7.3.8 Устройство для сушки с терморегулятором Должна обеспечиваться сушка не менее 4 образцов шлама одновременно. 7.3.9 Ультрафиолетовый осветитель для качественного изучения образцов шлама в широком диапазоне УФ-излучения. Тип - УФ лампа с длиной волн от 300 до 365 нм. 7.3.10 Аппаратура для капельно-хроматографического люминесцентно-битуминологического анализа. Тип УФ лампы - ртутно-вольфрамовая (кварцевая) с длиной волны 365 нм. 7.3.11 Аппаратура количественного определения нефтенасыщенности горных пород методом инфракрасной спектрометрии (определение растворимых углеводородов). Тип - ОНИКС-ГП1 (определитель нефтенасыщенности ИК-спектро-метрический для горных пород). Единица измерения - мг/дм3. Диапазон измерений - 0,0 - 999,9 мг/дм3. Предел основной абсолютной погрешности измерения - ±(1,0+0,03С) мг/дм3, где С - текущее значение измеряемой концентрации. 7.4 Оборудование (датчики) для автоматического измерения параметров бурения Каждый датчик должен обеспечивать измерение соответствующего параметра с указанной точностью и иметь на выходе цифровой или стандартный аналоговый сигнал. Используются следующие датчики: 7.4.1 Датчик положения талевого блока (глубиномер) Используется для определения: положения тальблока относительно стола ротора, положения долота в скважине относительно забоя, глубины скважины, механической скорости проходки скважины, скорости спуско-подъемных операций. Методы измерения: • основной - измерение углового перемещения вала барабана буровой лебедки. Используемый датчик: угловой преобразователь положения вала лебедки в дискретные сигналы импульсов глубины. Требуется коррекция вычисляемого параметра на изменение диаметра барабана лебедки при смотке (намотке) троса. •дополнительный - измерение скорости вращения тихоходного ролика кронблока (второго от неподвижного ролика ветви "мертвого" конца талевой системы). Используемый датчик: угловой преобразователь положения ролика кронблока в дискретные сигналы импульсов глубины или в непрерывную фазовую последовательность. Коррекция не требуется. Единица измерения - м. Диапазон измерений положения тальблока относительно стола ротора - 0 - 50 м. Погрешность - не хуже 0,01 м. Разрешение - не хуже 0,01 м. 7.4.2 Датчик веса на крюке Используется для определения "кажущейся" нагрузки на долото. Методы измерения: •основной - вес на крюке определяется путем измерения натяжения неподвижного ("мертвого") конца талевой системы. Используемый датчик: тензометрический датчик веса инструмента, подвешиваемый на канат неподвижного конца талевой системы. Единица измерений - тс. Диапазон измерений - 0 - 600 тс (устанавливается в зависимости от грузоподъемности буровой установки, и оснастки талевой системы: 0 - 600 тс; 0 - 400 тс; 0 - 250 тс; 0 - 200 тс; 0 - 160 тс; 0 - 100 тс; 0 - 75 тс). Погрешность - не хуже ±1%. Разрешение - не хуже 0,1 тс. • дополнительный - вес на крюке определяется по углу поворота первого (неподвижного) ролика кронблока, связанного с неподвижным концом талевой системы за счет растяжения неподвижной ветви талевой системы, на угол до 30 - 40°. Используемый датчик: датчик угла поворота с прижимным роликом, за счет которого угол поворота непосредственно датчика увеличивается до 300 - 330°. Установка датчика веса на кронблоке целесообразна только при установке на кронблоке датчика глубины. Допускается измерение веса на крюке методом измерения давления масла (жидкости) в системе гидравлического индикатора веса (ГИВ) инструмента по согласованию с Заказчиком. Примечание - В некоторых случаях целесообразна установка двух датчиков веса (второй - с большей разрешающей способностью) для более достоверной оценки величины нагрузки на долото. 7.4.3 Датчик давления бурового раствора в нагнетательной линии Измерения давления бурового раствора в нагнетательной линии (независимо от собственной системы измерения давления на буровой установке). Единица измерения - МПа. Диапазон измерений - 0-25, 0-40 МПа. Погрешность - не хуже ±1%. Разрешение - не хуже 0,1 МПа. 7.4.4 Датчик давления бурового раствора в обсадной колонне (затрубное давление) Измеряется давление в колонне при закрытом превенторе. Единица измерения - МПа. Диапазон измерений - 0 - 100 МПа. Погрешность - не хуже ±1%. Разрешение - 0,25 МПа. 7.4.5 Счетчик ходов насоса Измерение числа ходов в минуту для каждого насоса и получение входных данных для расчета производительности насоса. Единица измерения - ход/мин. Диапазон измерений - 0 - 200 ход/мин. Погрешность - не хуже ±1%. Разрешение - 1 ход/мин. 7.4.6 Датчик расхода бурового раствора на входе Измерение объемного расхода бурового раствора нагнетаемого в скважине. Методы измерения: • основной - измерение расхода ультразвуковым накладным расходомером в нагнетательной линии высокого давления (без врезки). Единица измерения - л/с. Диапазон измерений - 0 - 60 л/с. Погрешность - не хуже ±2,5%. Разрешение - 1 л/с. •дополнительный - электромагнитный расходомер в нагнетательной линии или во всасывающих линиях насоса (для электропроводящих растворов). 7.4.7 Датчик расхода бурового раствора на выходе (индикатор) Методы измерения: •основной - расходомер-уровнемер поплавкового типа с регистрацией угла поворота оси подвеса. Устанавливается в выкидной линии (желобе) на выходе из скважины. Единица измерения - %. Диапазон измерений - 0 - 100%. Данный тип расходомера калибруется от расхода на входе. •дополнительный - ультразвуковой накладной расходомер на разъемном устье или на заполненном участке выкидной трубы. 7.4.8 Датчик уровня бурового раствора Используется для расчета объема раствора в каждой емкости и суммарного объема в емкостях. Непрерывно замеряются уровни: • в рабочих емкостях (от 2 до 6); • в доливочной емкости; • в емкости под виброситом. Принципы измерения: • по перемещению поплавка; • дифманометрический; • ультразвуковой. Единица измерения - м. Диапазоны измерения - 0 - 2,0 м; 0 - 5,0 м. Погрешность - не хуже ±1,0%. Разрешение - не хуже 0,01 м. Примечание - Для повышения достоверности измерений при проводке скважин в сложных условиях возможна установка дублирующих уровнемеров с разными принципами измерения. 7.4.9 Датчик плотности бурового раствора на входе в скважину Метод измерения - в приемной емкости вблизи всасывающих патрубков и в нагнетательной линии насосов. Единица измерения - г/см3. Диапазон измерений - 0,8 - 2,5 г/см3. Погрешность - ±1%. Разрешение - 0,01 г/см3. Принципы измерения в приемной емкости: • дифманометрический; • вибрационный; • весовой. Принцип измерения в нагнетательной линии - радиоактивный (гамма-плотномер). 7.4.10 Датчик плотности бурового раствора на выходе из скважины Метод измерения - в выходящем потоке до контакта с атмосферой и в желобе до вибросита. Единица измерения - г/см3. Диапазон измерений - 0,8 - 2,5 г/см3. Погрешность - ±1%. Разрешение - 0,01 г/см3. Принципы измерения в выходящем потоке до контакта с атмосферой: • дифманометрический; • радиоактивный. Принципы измерения в желобе: • дифманометрический; • вибрационный; •весовой. Примечание - Измерение плотности бурового раствора как на входе в скважину, так и на выходе из нее рекомендуется производить путем отбора части раствора (0,2 - 0,5 л/с) специальными насосами и определения плотности гидростатическим методом на базе 0,5 - 1,0 м. 7.4.11 Датчик температуры бурового раствора Температура бурового раствора измеряется на входе в скважину в приемных емкостях буровых насосов и на выходе из скважины на участке выкидной трубы (желоба) от устья до вибросита. Единица измерения - °С. Диапазон измерений - 0 - 100 °С. Погрешность измерений - не хуже ±1%. Разрешение - 0,2 °С. Постоянная времени: на входе - до 15с; на выходе - до 2 с. 7.4.12 Датчик скорости вращения ротора (при роторном бурении) Методы измерения: • измерение скорости вращения элементов трансмиссии привода ротора; • измерение скорости вращения ведущей трубы ("квадрата"). Единица измерения - об/мин. Диапазон измерений - 0 - 350 об/мин. Погрешность измерений - не хуже ±1 об/мин. Разрешение - 1 об/мин. Принципы измерения: • тахометрический; • оптический. 7.4.13 Датчик вращающего момента на роторе (при роторном бурении) Методы измерения: • усилие, передаваемое ротором подроторному основанию (для буровых с дизельным приводом); • сила тока приводного электродвигателя (для буровых установок с электроприводом). Единица измерения - тс·м. Диапазон измерений - 0 - 5,0 тс·м. Погрешность измерений - не хуже ±2,5%. Разрешение - 0,2 тс·м. Принципы измерения: • датчик давления или тензодатчик для измерения натяжения приводной цепи; • эффект Холла для измерения величины тока. 7.4.14 Датчик положения клиньев Метод измерения - косвенный, по изменению давления в воздушной магистрали, управляющей приводом клиньев. Диапазон измерений - 0 - 10 атм. 7.4.15 Датчик электропроводности бурового раствора на входе и выходе скважины Единица измерения - Ом·м. Диапазон измерений - 0 - 10 Ом·м. Погрешность измерений - не хуже ±2,5%. Разрешение - 0,1 Ом·м. 7.4.16 Датчик объемного газ о содержания раствора (индикатор) Измерение содержания любого свободного газа (включая воздух) в буровом растворе, выходящем из скважины. Метод измерения - акустический, принцип действия - поглощение ультразвука между излучателем и приемником, погруженными в буровой раствор. Единица измерения - % объемные. Диапазон измерений - 0 - 20% объемн. Разрешение - 0,1 % объемн. 7.5 Аппаратура и оборудование для газового анализа бурового раствора, керна и шлама 7.5.1 Общие требования Газоаналитическая аппаратура и оборудование должны обеспечивать: • непрерывную дегазацию части бурового раствора; • транспортировку ГВС в станцию ГТИ для дальнейшего анализа; • непрерывное определение содержания в выделенной ГВС метана, тяжелых углеводородов (С2 - С6) и суммы углеводородов; • циклическое (с периодом не более 3 мин) покомпонентное определение углеводородов C1 - С5 с изомерами; •эпизодическое (по мере отбора проб) определение удельного (на единицу объема) газосодержания углеводородных газов в образцах шлама, керна и бурового раствора после их термовакуумной дегазации. Дополнительно могут измеряться концентрации азота, кислорода, углекислого газа, водорода, сероводорода, гелия, аргона, паров воды. Обязательным является наличие следующей аппаратуры: • дегазатор непрерывного действия; • система транспортировки и очистки газовоздушной смеси; • суммарный газоанализатор для определения содержания горючих газов; •покомпонентный газоанализатор циклического действия (хроматограф или масс-спектрометр); • термовакуумный дегазатор эпизодического действия для полного извлечения газовой смеси из раствора, шлама и керна. При этом должны выделяться следующие три вида однофункциональных систем, каждая из которых в отдельности характеризуется своими показателями назначения, определяемыми решаемыми с помощью этих систем основными задачами: 1) Система обнаружения суммарного содержания горючих газов в буровом растворе, выходящем из скважины, состоящая из дегазатора непрерывного действия, транспортирующей линии, суммарного газоанализатора и вакуумного насоса. Решаемые с помощью системы задачи: •обнаружение выхода аномальной по газосодержанию пачки бурового раствора на устье скважины; •оценка величины газосодержания горючих газов в буровом растворе. Основные показатели назначения системы: • время реакции системы на аномальное более чем в два раза увеличение газонасыщенности раствора (постоянная времени) - не более 5 мин; •разрешающая способность по удельной газонасыщенности раствора - не более 0,02 см3/л. 2) Система циклического анализа покомпонентного состава газа. Оборудование для циклического анализа газа, состоящее из дегазатора, транспортирующей линии, вакуумного насоса и компонентного газоанализатора с постоянным циклом анализа. Решаемые задачи: • выделение перспективных на нефть и газ объектов; • поинтервальная оценка характера насыщения вскрываемого при бурении разреза. Основным требованием, предъявляемым к системе, является обеспечение выделения газовой аномалии, обусловленной поступлением газа за счет разбуривания продуктивного нефтяного или газового объекта, величина которой превышает уровень фоновой газонасыщенности не менее, чем в 2 раза. Показатели назначения для этой системы определяются комплексным соотношением следующих параметров: скоростью проходки, диаметром скважины, расходом бурового раствора, величиной фоновой газонасыщенности, величиной газового фактора, пластовым давлением, дифференциальным давлением и рядом других факторов. Конкретные критерии и методики их определения рассматриваются в "Методическом руководстве по проведению геолого-технологических исследований". 3) Система анализа удельного газосодержания эпизодически отбираемых проб бурового раствора и шлама. Оборудование для эпизодического анализа проб бурового раствора, шлама и керна состоит из термовакуумного дегазатора эпизодического действия и покомпонентного газоанализатора для анализа проб полученной газовой смеси (хроматограф или масс-спектрометр). Решаемые задачи: • оценка характера насыщения разреза по данным исследования шлама; •калибровка непрерывно работающего дегазатора для определения степени его дегазации. Основные требования: • степень извлечения газовой смеси из бурового раствора, керна и шлама - не менее 90%; • время дегазации пробы раствора, керна или шлама - не более 15 минут; • общее время анализа после отбора пробы - не более 30 минут. 7.5.2 Требования к аппаратуре и оборудованию, применяемому для газового анализа 7.5.2.1 Дегазатор для непрерывной дегазации бурового раствора Дегазация осуществляется путем непрерывного извлечения газовой смеси из части потока бурового раствора на выходе из скважины. Основными требованиями к дегазатору являются: постоянство степени дегазации (коэффициента дегазации) по всем углеводородным компонентам, насыщающим буровой раствор и высокие значения (не менее 30% по отношению к ТВД) степени дегазации. Тип дегазатора: • основной - вихревой с прокачиванием части бурового раствора насосом через дегазатор с обеспечением постоянства расхода (не менее 0,2 л/с). Степень дегазации газа из раствора не менее 70% (по отношению к ТВД). •дополнительный - с принудительной дегазацией за счет использования дробления потока шнековыми и лопастными устройствами центробежного типа (как вариант - стандартизированный за рубежом аэрационный дегазатор). 7.5.2.2 Пневматическая линия для транспортировки газовоздушной смеси Основные характеристики: •Материал - с низкой сорбирующей способностью к тяжелым углеводородным компонентам (рекомендуется - фторопласт и другие несорбирующие пластмассы, нержавеющая сталь; применение полиэтилена запрещается). • При температуре окружающей среды ниже +5 С рекомендуется применение обогреваемой пневмолинии, при этом ее температура не должна быть ниже температуры выходящего из скважины бурового раствора. 7.5.2.3 Суммарный газоанализатор Измерение метана, тяжелых углеводородов (Т.У.) и суммарной концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси, извлеченной путем непрерывной дегазации из бурового раствора. Единица измерения - % объемные. Диапазон: • 0,01 - 100% объемных по метану; •0,01 - 20% объемных по Т.У.; Погрешность - не хуже 5% относительных. Принцип измерения - инфракрасный абсорбционный метод. Примечания: 1 В порядке исключения на срок не более года с момента ввода в действие настоящей Инструкции допускается применение суммарного газоанализатора с детектором термокаталитического сжигания горючих газов (пелисторного типа), имеющего низкий верхний предел измерения (до 5% объемн.) и различную чувствительность к углеводородам. 2 Применение детекторов по теплопроводности в суммарных газоанализаторах запрещается. 3 Рекомендуется осуществлять переход на комбинированную газоаналитическую систему (КГС), позволяющую определять наряду с углеводородными и другие газы (водород, кислород, углекислый газ, пары воды и т. д.). 7.5.2.4 Покомпонентный газоанализатор Циклическое измерение концентрации углеводородных газов с изомерами. Диапазон измерений: 0,005% - 20% объемных; Разрешение: 0,003 объемных %. Погрешность - не хуже ±5% относительных. Минимально обнаруживаемые соотношения компонентов: •С1/С2 - 100; •С1/С3 - 150. Время цикла измерения (не более): • 3 мин для измерения C1 - С5; • 1,5 мин для измерения C1 - С3. Принцип измерения - хроматографический. Примечание - В случае проведения геолого-технологических исследований в условиях, требующих более быстрого цикла анализа, а также определения неуглеводородных газов, рекомендуется применение масс-спектрометра с циклом анализа не более 20 - 30 с. 7.6 Оборудование общего назначения К оборудованию общего назначения относятся: •инструменты и технические средства, необходимые для техобслуживания станции и осуществления производственных операций; • система подогрева воды для работы со шламом; • система связи с постом бурильщика; • кресла операторов, шкафы, диваны, ящики, полки и т. п.; •вспомогательные технические средства, предназначенные для осуществления суммарного и покомпонентного анализов газа: вакуумный насос, воздушный компрессор, устройство для очистки воздуха и т. п.; •технические средства, необходимые для калибровки измерительных приборов: калибровочная газовая смесь в баллонах, баллоны с метаном, задатчики давления (на диапазоны 0-0,1 МПа и 0-40 МПа), эталонные жидкости (с диапазоном плотностей от 0,8 до 1,3 г/см3); • печь СВЧ; • вытяжной шкаф. 7.7 Компьютеризированный аппаратно-программный комплекс станции ГТИ Аппаратно-программный комплекс станции ГТИ предназначен для регистрации и визуализации измеряемых параметров, обработки, накопления и интерпретации данных, сетевого обмена данными между компьютерами в станции и передачи требуемой информации удаленным пользователям. Компьютерное оборудование должно обеспечивать возможность непрерывной регистрации и визуализации измеряемых параметров при заданной частоте опроса датчиков и заданной частоте регистрации в режиме реального времени проводки скважины. Компьютерное оборудование должно обеспечивать выполнение программ по интерпретации данных ГТИ. Эксплуатационные характеристики компьютерного оборудования (надежность, виброустойчивость, помехозащищенность, температуроустойчивость, устойчивость к агрессивным средам) должны соответствовать условиям работы на скважине, где установлена станция. В состав станции ГТИ должна входить система бесперебойного питания, обеспечивающая автономное питание аппаратурного комплекса в течение времени не менее 0,5 часа. Компьютерное оборудование должно проходить периодическое тестирование на соответствие требуемым техническим характеристикам, изменяющимся в процессе эксплуатации. Места работы операторов должны быть оборудованы в соответствии с действующими санитарно-гигиеническими нормами, определяющими требования к эксплуатации компьютеризированных рабочих мест. 7.8 Программное обеспечение ГТИ 7.8.1 Общие требования Программное обеспечение (ПО) станции ГТИ предназначено для выполнения задач сбора, регистрации, визуализации, обработки, интерпретации и передачи геолого-технологической информации. ПО станции ГТИ должно функционировать под управлением многозадачной операционной системы. Задачи сбора, регистрации, визуализации и обработки информации должны решаться в реальном времени проводки скважины. 7.8.2 Программное обеспечение сбора, регистрации, визуализации и обработки информации в режиме реального времени (в дальнейшем - ПО режима реального времени) В реальном времени должен быть обеспечен непрерывный опрос датчиков технологических параметров с периодичностью не более 1 с для быстроизменяющихся параметров (положение тальблока, вес на крюке, крутящий момент на роторе, давление нагнетания, обороты ротора) и не более 5 с для остальных параметров. ПО режима реального времени должно обеспечивать следующие возможности работы: •автоматическая настройка системы сбора на соответствующие каналы измерения и типы датчиков; • калибровка измерительных каналов и датчиков; • автоматическое тестирование и индикация неисправностей узлов системы; • настройка системы для распознавания текущих операций и аварийной сигнализации; • настройка частоты опроса датчиков; • настройка частоты регистрации данных по времени; • настройка частоты регистрации (шага каротажа) данных по глубине в диапазоне от 0,1 до 1 м. • ручной ввод и хранение данных по скважине, буровому оборудованию, инструменту, применяемым долотам; • прием информации от датчиков, усреднение, масштабирование, фильтрация данных; • вычисление обязательных параметров: - глубина скважины; - положение долота относительно забоя; - положение тальблока; - скорость перемещения инструмента; - теоретический вес инструмента; - "кажущаяся" нагрузка на долото; - объемы раствора в емкостях; - скорость бурения по времени; - скорость или продолжительность бурения (ДМК) по глубине; - расход бурового раствора по числу ходов насоса; - время "отставания" параметров бурового раствора; - глубина скважины с учетом отставания; - баланс долива/вытеснения при СПО. •формирование массивов исходных данных и вычисляемых данных с привязкой к календарному времени; •регистрацию данных по времени, по глубине и глубине "с отставанием"; • дублирование регистрируемых данных на автономном носителе; • контроль выхода данных за аварийные (установленные) пределы; •автоматическое распознавание технологических операций "Бурение", "Промывка", "Наращивание", "Спуск", "Подъем". ПО режима реального времени должно обеспечивать визуализацию данных на мониторах с выполнением следующих функций: • автономная настройка экрана с любого пользовательского компьютера в сети; • возможность просмотра данных в графическом и цифровом виде; •режим "Наблюдение" - отображение данных реального времени и режим "Ретро" - просмотр ранее зарегистрированных данных; • возможность выбора для просмотра любого набора регистрируемых данных; • возможность вывода данных по времени, глубине и глубине "с отставанием"; •возможность изменения интервалов времени или глубины, видимых на экране (для времени - от 5 минут до 2 часов, для глубины - от 1 до 2000 метров); • возможность редактирования масштабов представления данных; •возможность просмотра в графическом виде данных представленных в LAS-формате; •возможность изменения ориентации диаграмм (изменение координатных осей); • возможность редактирования и сохранения экранных форм - шаблонов. ПО режима реального времени должно обеспечивать защиту регистрируемой информации от несанкционированного доступа. 7.8.3 Программное обеспечение обработки и интерпретации данных ГТИ ПО для решения геологических задач должно обеспечивать ввод, вычисление, анализ, формирование, представление и хранение следующих данных: •плановый или прогнозный стратиграфический и литологический разрез скважины с указанием ожидаемых продуктивных коллекторов; •шламограмма (процентное содержание различных пород (минеральных групп) в образце шлама); • фракционный состав шлама; • физические и химические характеристики пород (твердость, плотность, пористость, газосодержание, карбонатность, водородный показатель, содержание жидких УВ, содержание битумоидов и т. д.); •данные о фактическом литологическом составе пород разреза по анализу образцов шлама и керна; • макро- и микроописание пород; • описание пластов и реперов в разрезе скважины с указанием фактического характера насыщения; •уточнение границ литологических разностей по данным скорости проходки; •расчет приведенных газопоказаний; •выделение пластов-коллекторов по данным технологических измерений и газового каротажа; •расчет флюидных коэффициентов; • определение характера насыщения пластов-коллекторов. ПО для решения технологических задач должно обеспечивать следующее: • расчет рейсовой скорости и стоимости метра проходки; • расчет обобщенных показателей буримости; • оптимизацию режимных параметров бурения; • оптимизацию времени работы долота для его смены; • анализ отработки долот, выбор наиболее рационального типа долота; • расчет гидростатического давления в скважине; •расчет гидродинамических потерь в циркуляционной системе (трубы, забойный двигатель, долото, кольцевое пространство); •расчет гидродинамических давлений при проведении спуско-подъемных операций и их сравнение с данными гидроразрыва; • расчет d-экспоненты или другого адекватного показателя нормализованной скорости проходки (с-экспоненты); • выделение зон АВПоД и АВПД в разрезе; • расчет пластовых давлений, коррекция на фактические замеры и сравнение с ожидаемыми; •прогноз давлений "впереди забоя"; • контроль траектории ствола скважины (расчет координат забоя по данным инклинометрических замеров). ПО общего назначения должно обеспечивать следующее: •просмотр в графическом виде всех зарегистрированных и расчетных данных (геологические, геохимические, технологические), включая данные ГИС, представленные в LAS-формате; •возможность редактирования данных (сдвиг, интерполяция, сглаживание, фильтрация); • выполнение произвольных вычислений над данными; • конвертирование данных, полученных в масштабе глубины, в LAS-формат. ПО регистрации данных на бумажном носителе должно обеспечивать следующее: •формирование и печать диаграмм зарегистрированных данных в функции времени; •формирование и печать диаграмм зарегистрированных данных в функции глубины и глубины "с отставанием"; • формирование и печать данных анализа шлама и выходной литологической колонки; • возможность вывода на печать диаграмм, представленных в LAS-формате; •возможность вывода данных по глубине в масштабах 1:200, 1:500 и любых других по требованию Заказчика; • возможность вывода данных в функции времени в масштабах от 60 до 600 мм/час (по согласованию с Заказчиком); • формирование и печать отчетов установленной формы; • формирование и печать в табличной форме любого набора регистрируемых данных за любой интервал времени или глубины; • вывод сформированных диаграмм и отчетов на различные типы принтеров (черно-белые, цветные, широкие, узкие, матричные, струйные, лазерные); •возможность постраничной и рулонной печати. 7.8.4 Программное обеспечение передачи данных ГТИ по каналам связи Программное обеспечение передачи данных ГТИ по каналам связи должно обеспечивать передачу информации ГТИ или доступ к данным ГТИ удаленного пользователя Заказчика. Система связи предоставляется Заказчиком. По требованию Заказчика данные ГТИ могут быть представлены в режиме реального времени или в виде пакетов за заданный интервал времени или глубины. Требования Заказчика к характеру, объему, периодичности передаваемых данных согласуются с Производителем на стадии составления Технического задания. Защиту информации при передаче по каналам связи обеспечивает Заказчик. |
Похожие:
 |
Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и... Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах |
|
Техническое задание по оказанию услуг на проведение геолого-технологических исследований Тендер проводится с целью определения возможностей каждого потенциального претендента для работ по геолого-техническим исследованиям... |
 |
Рабочая программа производственной практики по профессии 21. 01.... Рабочая программа производственной практики разработана на основе Федерального государственного образовательного стандарта по профессиям... |
|
Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000 Инструкция предназначена для проектных и буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин |
|
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
Дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочносокращенной форм обучения |
|
Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического... Утвердить по согласованию с Минтопэнерго России прилагаемые инструкции по заполнению форм федерального государственного статистического... |
|
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
|
Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических... Программа: Строительство нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях |
|
Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных Разработан ОАО вниинефть им. А. П. Крылова, ОАО цгэ, ргунг им. И. М. Губкина, ипнг ран, игирги, нипп инпетро с участием специалистов... |
|
2. Место дисциплины в структуре основной образовательной программы высшего образования Цель преподавания дисциплины состоит в приобретении ими знаний об основах теории, технических средствах и особенностях выполнения... |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |
|
Профессиональный стандарт Технологический контроль и управление процессом бурения нефтяных и газовых скважин |