инст пров-я работ ГФ приборами на кабеле. Инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах
 Скачать 0.95 Mb.
|
|
Г.5 Особые условия проведения работ Наличие и состояние подъездных путей, рабочей площадки, подмостков, наличие емкости для сбора жидкости (для фонтанирующих скважин), прочие условия _______________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Наличие выкидной линии, мерной и приемной емкости для скважинной жидкости ________________________________________________________________________________ Состояние наземного оборудования (исправность электрооборудования, состояние устьевой обвязки и др.) — удовлетворительное, неудовлетворительное (нужное подчеркнуть), наличие мест для подсоединения заземления. Характеристика условий освещенности рабочих зон _____________, трассы движения кабеля, выкидной линии и емкостей _____________________________ Максимальный диаметр прибора, спускаемого в скважину __________________________ мм. Максимально разрешенная глубина спуска прибора _________________________________ м. Подготовка скважины обеспечивает беспрепятственное прохождение геофизических приборов по всей скважине в течение ____________ ч необходимых для проведения ГИС. Представители нефтегазодобывающего предприятия ________________________________________ ________________________________________ Акт составлен «__» __________ 200 г. Скважину для проведения геофизических исследований принял начальник отряда ________________________________________ Приложение Д (обязательное) Заголовок твердой копии ПРОИЗВОДИТЕЛЬ РАБОТ Недропользователь: Площадь: Скважина: Куст: Категория: НЕДРОПОЛЬЗОВАТЕЛЪ Месторождение Площадь Скважина Куст Категория Назначение исследований Дата каротажа Альтитуда стола ротора (план — шайбы): ____________ м Вид исследований Шаг квантования Тип прибора Номер прибора Измерительные зонды Источник радиоактивного излучения Тип Мощность Частота излучателей (для АК) Время бурения интервала каротажа Начало: Окончание: Интервал каротажа (м) Кровля: Подошва: Максимальная температура (°С) Промывочная жидкость Тип промывочной жидкости Сопротивление (Ом·м) при 20 °С Добавки в ПЖ (%): Плотность (г/см 3 ) Нефть Вязкость (с) Барит Водоотдача (см 3 /30 мин) Гематит Уровень КМЦ Разгазирование ПЖ (да, нет) Наземное оборудование Подъемник: Лаборатория: Кабель Тип: Длина (м): Цена метки Последней: Контрольной: Скорость записи Запись провел В присутствии Конструкция КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ Последняя колонна НКТ Диаметр долота (мм) Глубина бурения (м) Искусственный забой (м) Диаметр колонны (мм) Толщина колонны (мм) Башмак колонны (м) Дата цементажа Тип, количество (т) и плотность цемента Интервалы перфорации (м) Скважинные приборы Сборка ГК-П + АК-П + ИК-П Конструкция скважины Приложение Е (справочное) Условные обозначения величин, использованные в РД «Техническая инструкция...» А Амплитуда волны (в акустическом каротаже), геометрический коэффициент стока (ГДК), токовый электрод зонда (в приборах АК) А в Электрохимическая активность пород А да Диффузионно-адсорбционный потенциал А к , А п Амплитуды упругих волн, распространяющихся в колонне, горных породах соответственно И Излучатель упругих волн П Приемник упругих волн А о Центральный электрод А э Экранный электрод В Токовый (обратный) электрод в приборах ЭК b Пороговая чувствительность механического расходомера С гл Коэффициент весовой глинистости С пл , С пж Минерализация пластовых вод, промывочной жидкости D Диаметр зоны проникновения d, d c Диаметр скважины d i Разность двойных измерений угла в i точке Dp i Депрессия для каждой измерительной камеры прибора F Показания приборов при барометрии f Частота вращения турбинки (расходометрия), показания приборов влагометрии G Градиент температуры (температурный градиент) в скважине H Глубина скважины H Z Амплитуда напряженности магнитного поля h Толщина пласта h min Минимальная толщина пласта, прослоя h эф Эффективная толщина коллектора I Сила тока J Средняя скорость счета k в Коэффициент водонасыщенности пород k* Коэффициент критической водонасыщенности k во Коэффициент остаточной водонасыщенности k гл Коэффициент объемной глинистости k н Коэффициент нефтенасыщенности k нг Коэффициент нефтегазонасыщенности k но Коэффициент остаточной нефтенасыщенности k п Коэффициент общей пористости пород k п дин Коэффициент динамической пористости К пэф Коэффициент эффективной пористости k пр Коэффициент абсолютной проницаемости k пр эф Коэффициент эффективной проницаемости L Длина зонда l i Шаг измерений между точками l э Эффективная длина зонда M, N Измерительные электроды в приборах электрического каротажа n Количество измерений Р н Коэффициент увеличения сопротивления (параметр насыщения) Р Относительное электрическое сопротивление р Давление р пл Пластовое давление P i Давление притока флюида в i-ую камеру прибора ГДК P e Индекс фотоэлектрического поглощения р г Гидростатическое давление Q Скорость притока флюида q 1 Дебит при ГДК в первом цикле измерений q i Дебит при ГДК в i-цикле измерений T Температура (Терм.), вектор (модуль вектора) напряженности геомагнитного поля (магнитный каротаж) T 1 Время продольной релаксации протонов t i Время заполнения i-й камеры (в приборах ГДК) T o Порог чувствительности термометра U Значение потенциала (напряжения) в точке измерения U пс Потенциал самопроизвольной поляризации U э Эквивалентная массовая доля урана v Скорость распространения акустических волн (в разделе АК), скорость каротажа, скорость потока флюида в скважине (расходометрия) v i Объем i-ой камеры прибора ГДК W в Объемная влажность X, Y, Z Составляющие вектора геомагнитного поля (магнитный каротаж), координаты точки оси ствола скважины (Инкл.) Х п , Y n , Z n Координаты определяемой точки n (Инкл.) α Эффективное затухание упругой волны (АК), дирекционный угол (Инкл.) α к Эффективное затухание упругой волны, распространяющейся по колонне α пс Относительная амплитуда потенциала самопроизвольной поляризации α р Затухание продольной волны, распространяющейся в породе β Полный угол искривления оси ствола скважины χ Магнитная восприимчивость среды δ Относительная систематическая погрешность (РК), средняя квадратическая погрешность измерений углов (инклинометрия) ∆ϕ Разность фаз напряженности магнитного поля ∆ J γ Относительные показания гамма-каротажа ∆ p Депрессия в исследуемой точке ∆σ Поправка за влияние промежуточной среды между прибором и породой ∆ P/ ∆ Hcos θ Вертикальный градиент давления при барометрии ∆ T Разность температур (отклонение температуры) ∆ T, ∆ Z Приращения полного вектора магнитного поля ∆ t Интервальное время распространения акустической волны ∆ t к , ∆ t п Интервальное время первых вступлений волн, распространяющихся в колонне, в горных породах (АКЦ) ∆ U Разность потенциалов поля ε Диэлектрическая проницаемость η Коэффициент относительной глинистости µ Вязкость флюида θ Зенитный угол наклона оси скважины ρ Удельное электрическое сопротивление (УЭС) ρ в Верхнее значение диапазона измерения УЭС в выбранном диапазоне ρ зп Удельное электрическое сопротивление зоны проникновения ρ к Кажущееся удельное электрическое сопротивление ρ н Нижнее значение диапазона измерения УЭС в выбранном диапазоне ρ п Удельное электрическое сопротивление пород ρ пв Удельное электрическое сопротивление пластовой воды ρ пз Удельное электрическое сопротивление (УЭС) промытой зоны ρ с Удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости Σ а Макросечение захвата тепловых нейтронов σ Объемная плотность пород или флюида, среднеквадратическая погрешность измерения σ сл Случайная погрешность измерений σ к Измеренное значение кажущейся проводимости σ к , γ к Кажущаяся удельная электрическая проводимость а к σ , р к σ Кажущаяся удельная электрическая проводимость — активная и реактивная компоненты соответственно σ п Удельная электрическая проводимость среды τ д Динамическая тепловая инерция ω Круговая частота тока Приложение Ж (рекомендуемое) Таблица результатов оперативной интерпретации данных ГИС (приложение к оперативному заключению) Недропользователь ____________________ Производитель работ __________________ Интерпретационная служба _____________ Утверждаю Руководитель интерпретационной службы ____________________Ф.И.О. «_____» ______________ 200 г. Результаты оперативной интерпретации данных ГИС по скважине ___________ площади (промежуточный или заключительный каротаж) Номинальный диаметр ____________ мм Интервал исследований _______ м УЭС промывочной жидкости_____ Ом·м при 20 °С _____ Интервал обработки _______ м № п/п Интервал глубин, м Эффек- тивная толщина, м Факти- ческий диаметр ствола, м УЭС пласта, Ом·м Пористость, % Объемная глинис- тость, % Лито- логическая принад- лежность пород Открытая порис- тость, % Нефте- газона- сыщен- ность, % Признак отдавае- мого флюида по НК- ГГКП по АК 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Дата ____________________ Интерпретатор _____________________ Приложение И (обязательное) Результаты оперативной интерпретации данных ГИС (приложение к оперативному заключению) Скважина __________ Месторождение ___________ ________________________________________________________________________________ (предварительное или окончательное) Дата ___________ Производитель работ _____________________________________________ Недропользователь _______________________________________________________________ Интерпретационная служба ________________________________________________________ Сведения по скважине: ___________________________________________________________ (индекс пласта, интервал исследования, ________________________________________________________________________________ номинальный диаметр скважины, ________________________________________________________________________________ сопротивление промывочной жидкости и т. д.) Приложение К (рекомендуемое) Сводный планшет геолого-геофизических материалов и результатов определения подсчетных параметров по продуктивной части разреза Альтитуда скважины - 390,27 м Забой скважины - 2031 м Промыв. жидкость: тип - рассол ГНК (-1563,3) м Удлинение: в кровле г-та - 0,4 м Диаметр долота - 190 мм плотность - 1,22 г/см 3 ВНК (-1571,3) м в подошве г-та - 0,4 м Технич. колонна: глубина - 1544 м вязкость - 18 с Бурение скважины: начало - 04.ХХ г. диаметр - 200 мм уд. эл. сопр. - 0,05 Ом·м конец - 06.ХХ г. Экспл. колонна: глубина - 1995 м Поглощение: глубина - Вскрытие: кровли г-та - 16.06.ХХ г. диаметр - 146 мм интенсивность - подошвы г-та - 20.06.ХХ г. цемент - до устья объем - дата - 6.07. XX г. мероприятие по предотвращению - Кл, % Кнг, % керн ГИС керн ГИС Средневзвешенное по h эф 14,1 14,2 - Средневзвешенное по h эф.г 14,2 15,9 - 89 Средневзвешенное по h эф.н 13.9 14,1 - 81 Средневзвешенное по h эф.в 14,3 13,9 - 7 ФИО подпись дата Скважина № XX Состав. Геолого-геофизическая характерист. продуктив. Ботуобинского г-та, Среднеботуобинского м-я М-б Л-ов Лист Провер. 1:200 2 1 Копир. Наименование организации Дата Нач. пар. Гл. геол. Гл. геоф. Приложение Л (обязательное) Акт о выполнении работ аппаратурой испытания пластов приборами на кабеле Начало работ ___________________________ Окончание работ__________________________ Скважина ______________________________ Площадь ________________________________ Недропользователь _______________________________________________________________ Производитель работ (геофизическое предприятие) ___________________________________ ________________________________________________________________________________ Цель работ ______________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ Л.1 Данные по скважине Забой ____ __ м Кривизна в интервале работ__ _______ град Температура ________ °С Л.2 Тип и параметры промывочной жидкости Тип промывочной жидкости _______________________________________________________ Добавки ________________________________________________________________________ Уровень от устья ______________________ м Плотность __________________________ г/см 3 Вязкость ____________________с Водоотдача __________________см 3 /30мин УЭС ________________________Ом·м Л.3 Данные по аппаратуре Прибор (тип, № ) _________________________________________________________________ Датчик давления (тип, №) _________________________________________________________ Стандарт-сигнал ________________ МПа Л.4 Объем измерительных камер, см 3 Малой ________________________________, предварительной _________________________, 1-й промежуточной _____________________, 2-й промежуточной _______________________, 3-й промежуточной ______________________ пробосборника __________________________ Привязка к глубинам методом _____________________________________________________ Характер отказов, нарушений ______________________________________________________ Л.5 Объем выполненных работ и предварительные результаты (таблица Л.1) Таблица Л.1 № спуска № точки Глубина отбора, м Режим работы К-во циклов Время притока, с Объем флюида, л Номер пробы Хар-ка пробы Режим работы: ОПК — разовый отбор пробы флюида; ОПКМ — многоразовый отбор проб флюида в одной точке; ГДК — одноразовое измерение в режиме ГДК; ГДКМ — многократные измерения в режиме ГДК. Количество циклов: при ОПК и ГДК - 1 , при ОПКМ и ГДКМ -фактическое. Время притока: при отсутствии герметизации — 0, в остальных случаях — фактическое. Объем флюида: на точке без притока — 0, в остальных случаях — равный фактическому объему, поступившему в пробоприемник или пробосборник на точке. Характеристика пробы: состав, цвет, запах, горючесть и т.д., оцененные визуально. Л.6 Результаты анализа проб жидкости (таблица Л.2) Пробы отобраны (дата) ___________________________________________________________ Пробы анализированы (дата) ______________________________________________________ Таблица Л.2 № пробы Глубина отбора, м Жидкость Фильтрат Объем, л Свойства Плотность, г/см 3 УЭС, Ом·м Всего Нефти Плотность, г/см 3 Вязкость, с Л.7 Результаты анализа проб газовоздушной смеси (таблица Л.3) Пробы отобраны (дата) ___________________________________________________________ Пробы анализированы (дата) ______________________________________________________ Таблица Л.3 № пробы Глубина отбора, м Объем газовоз. смеси, л Сумма углеводородов, абс. % Н 2 , абс. % Углеводороды, отн. % СН 4 С 2 Н 6 С 3 Н 8 С 4 Н 10 Выше Производитель работ _____________________ Недропользователь _____________________ Приложение М (рекомендуемое) Интерпретация результатов гидродинамического каротажа и испытания пластов (приложение к заключению) Приложение Н (обязательное) Акт о выполнении работ по боковому отбору образцов пород Партия № _______ Геофизическое предприятие ______________________________________ ____________________________________ Скважина __________________________________ Площадь (месторождение) ________________________________________________________ УБР ___________________________________ Объединение_____________________________ Работы проводились «___» _________ 200 __ года с целью _________________________________________________________________________ приборами типа _____________________, изготовленными _____________________________ __________________________________________________________________ и оснащенными коронками ______________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________ |