Приложение №2 - Газпромнефть

Приложение № 2
к Договору №______________
от_________________20____года
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на оказание услуг по проведению геолого-технологических исследований в скважинах
1. Общие положения
Комплекс геолого-технологических исследований предусматривает оказание услуг:
1. Полевого отряда ГТИ, осуществляющего сбор и регистрацию технологических и
геолого-геохимических параметров, с выдачей оперативных предупреждений,
рекомендаций и заключений;
2. Группы программного и технического сопровождения и ремонта станции ГТИ;
3. Контрольно-интерпретационной партии, осуществляющей приемку, обработку и
интерпретацию первичных материалов, выдачу заключений и составление отчета
по скважине;
4. . Группы обеспечения передачи ежесуточной сводки в виде «Суточного рапорта
ГТИ» с буровой на уровень ОАО «Газпромнефть-Хантос», ООО «Газпромнефть
НТЦ» и подрядной организации.
В соответствии с вышесказанным комплекс ГТИ должен обеспечивать:
1.1 Непрерывную регистрацию технологических параметров в процессе бурения, СПО,
спуска и крепления обсадных колонн;
1.2 Непрерывный хроматографический анализ газовоздушной смеси в результате
непрерывной частичной дегазации бурового раствора;
1.3 Отбор, описание, литологический и битуминологический анализ шлама и образцов
кернового материала, фотографии керна;
1.4 Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделение
пластов-коллекторов и оценка характера их насыщения;
1.5 Непрерывное наблюдение оператором-технологом станции ГТИ за процессом
бурения с выдачей предупреждений технологической службе бурового предприятия об
отклонениях параметров за пределы значений, соответствующих РТК или программе
аварийных работ;
1.6 Обработку полученной информации на ЭВМ с возможностью представления
получаемой информации в виде реально-временного отображения в локальной сети
буровой, cводках, текущих материалах и геолого-технологических отчетах как на
твердых, так и магнитных носителях;
1.7 Хранение в полном объеме первичной и обработанной информации втечение не
менее пяти лет и ее предоставление по запросу Заказчика в срок не более трех суток
2. Задание на проведение ГТИ
2.1 На поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважинах провести
комплекс технологических и геолого-геохимических исследований в интервале от 0м до
проектного забоя.
3. Технологические исследования и решаемые задачи
3.1 Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении
3.2 Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач
3.3 Идентификация и определение продолжительности технологических операций
3.4 Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спускоподъемных операциях;
управление доливом
3.5 Оптимизация спускоподъемных операций
3.6 Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени
Исполнитель обязуется обеспечить:
1. Регистрацию следующих технологических параметров:
• вес на крюке, т
• давление в нагнетательной линии, атм
• давление в затрубном пространстве, атм
• число оборотов ротора, х/мин
• крутящий момент на роторе, кНм
• расход бурового раствора на входе, л/сек
• плотность бурового раствора на входе, гр/см3
• положение тальблока относительно стола ротора, м
• число ходов насоса, х/мин
• поток на выходе, усл.ед
• температура бурового раствора на выходе, С°
• температура бурового раствора на входе, С°
• содержание взрывоопасного газа в воздухе, % НКПР
• момент на механическом ключе буровой при сборке КНБК, кНм
• момент на гидравлическом ключе при спуске обсадной колонны, кНм
• объем в рабочих емкостях, м3
• объем в доливной емкости, м3
• текущее время, сек
2. Расчет следующих технологических параметров:
• нагрузка на долото, т
• текущая глубина забоя, м
• глубина положения долота, м
• скорость СПО, м/сек
• расчетный объем вытеснения - долива, м3
• баланс объемов долива-вытеснения при СПО, м3
• суммарный объем бурового раствора на буровой со звуковой сигнализацией выхода
за пределы, м3
• механическая скорость проходки, м/ч
• детальный механический каротаж (ДМК), мин/м
• определение режимов на буровой (бурение, проработка, СПО, ГИС, ”над забоем”и
т.д)
• суммарные времена по рейсам, час-мин
• время отставания по раствору и шламу, мин
3. Для визуализации данных ГТИ
• компьютер супервайзера
• компьютер мастера
• табло бурильщика
4. Подрядчик обязан обеспечить передачу в режиме реального времени данных систем
геолого-технологических исследований (далее - ГТИ), систем телеметрии (далее – MWD/LWD),
путем организации потока информации в программный комплекс «Мониторинг удаленных
объектов WellOnline» используемый на уровне ОАО «Газпром нефть».
Подрядчик обязан обеспечить установку и настройку программного комплекса
«Мониторинг удаленных объектов WellOnline» на объектах строительства.
Для настройки программных комплексов и организации передачи данных подрядчику
необходимо на каждом объекте строительства реализовать следующие задачи:


Организовать канал связи между объектом строительства и точкой входа в
корпоративную сеть ОАО «Газпром нефть» функционирующим в постоянном
круглосуточном режиме и обладающий пропускной способностью не менее 64 000
бит/сек.
Оснастить объект строительства сервером передачи данных программного комплекса
WellOnline с характеристиками не ниже:



 центральный процессор Intel Pentium с тактовой частотой 2.4 ГГц;
 оперативная память 2048 Мбайт;
 накопитель на жестком диске емкостью 120 Гбайт;
 Ethernet-адаптер
 порт USB.
Развернуть программные комплексы WellOnline, WellReports на сервере передачи
данных.
Обеспечить передачу данных в реальном времени всех регистрируемых параметров
систем ГТИ и телеметрии в программный комплекс WellOnline уровня объекта
строительства.
Обеспечить бесперебойное функционирование процедуры передачи информации из
программного комплекса WellOnline уровня объекта строительства на уровень ОАО
«Газпром нефть».
5. Круглосуточная он-лайн передача видео изображения и реально-временных
диаграмм с объектов производства работ в офис заказчика
6. Возможность хранения видеоинформации на жестком носителе не менее 30
суток
4. Геолого-геохимические исследования
Решаемые геологические задачи:
4.1 Оптимизация получения геолого-геофизической информации
4.2 Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза
4.3 Оперативное выделение в разрезе пластов-коллекторов
4.4 Оперативная оценка характера насыщения выделенных коллекторов
4.5 Фотодокументирование и экспресс-анализ керна
4.6 Выявление в разрезе реперных горизонтов
Исполнитель обязуется:
• Через каждые 5 метров: за 50 м до кровли реперных пластов, за 100 м до проектного
пласта, при бурении под хвостовик;
• Через каждые 2 метра: в интервалах продуктивных пластов, на горизонтальных
участках, при разбуривании цементного стакана и срезке с цементного моста;
а так же, в случаях: в интервалах необходимых для лиц участвующих в проводке
скважины, отсутствия проходки, увеличения газопоказаний, забойный шлам перед СПО
Регистрировать следующие геолого-геохимические параметры :
• суммарное содержание горючих газов (Гсум) в газовоздушной смеси, полученной в
результате непрерывной частичной дегазации БР (ГВЛ), абс.%
• количественный состав УВ газов (С1-С5) в газовоздушной смеси, полученной в
результате непрерывной частичной дегазации БР (ГВЛ), абс.%
• количественный состав УВ газов (С1-С5) в газовоздушной смеси, полученной в
результате глубокой термовакуумной дегазации (ТВД) проб БР и керна, см3/дм3
• процентное содержание основных литологических разностей в пробах шлама,
люминесцентно-битуминологический анализ проб шлама и керна (ЛБА)
• люминесцентно-битуминологический анализ проб бурового раствора (ЛБА р-ра)
-геохимические параметры:
• суммарное содержание УВ газов по ГВЛ (ΣС1+С5), абс.%
• относительное содержание УВ газов (С1-С5) по ГВЛ, %
• суммарное содержание УВ газов после ТВД раствора (ΣС1+С5), см3/дм3
• относительное содержание УВ –газов (С1-С5) после ТВД раствора, %
• суммарное содержание УВ газов после ТВД керна (ΣС1+С5), см3/дм3
• относительное содержание УВ газов (С1-С5) после ТВД керна, %
5. Требования к проведению ГТИ
5.1 Установка станции ГТИ производится на основании «Заявки на проведение ГТИ»
(Приложение 1 к Техническому Заданию) по типовой схеме ее привязки к буровой
установке (Проект и схема установки станции ГТИ); готовность буровой к монтажу
оборудования оформляется соответствующим «Актом проверки готовности скважины к
проведению ГТИ» (Приложение 2 к Техническому Заданию)
5.2 С момента начала работы станции ГТИ персонал станции ГТИ обязан
осуществлять непрерывный технологический контроль за процессом строительства
скважины при соблюдении шага квантования регистрируемых параметров, равном
0.4м, и соблюдением буровой бригадой технических условий, заложенных в ГТН и РТК
5.3 В случаях отклонения технологических параметров от заданных режимов,
связанных с возможностью возникновения осложнений или аварийных ситуаций,
дежурный оператор
станции
ГТИ обязан незамедлительно
через АТС
проинформировать об этом бурильщика и бурового мастера с фиксацией выданных
рекомендаций в буровом журнале (журнале предупреждений и рекомендаций)
5.4 В случаях отклонений от технических условий, предусмотренных ГТН и РТК, и
непринятии со стороны буровой бригады мер по их устранению, оперативно
предоставлять информацию представителю Заказчика на буровой
5.5 По окончании работ на буровой ответственные представители Заказчика
подписывают «Акт о выполнении работ по ГТИ».
Ответственные за выполнение работ по установке станции ГТИ на буровой:
От Заказчика - Начальник буровой
От Исполнителя - Начальник партии (отряда) ГТИ
6. Требования к программному обеспечению и формату данных
Программное обеспечение Исполнителя должно обеспечивать:
6.1 Визуализацию параметров на экранах дисплеев в заданном внутренним
регламентом виде
6.2 Автоматическое определение на буровой текущего технологического режима:
бурение, промывка, проработка, расчет текущей глубины долота над забоем при
отрыве, объем долива-вытеснения при СПО, и т.д.
6.3 Индикацию и сигнализацию о выходе заданных параметров регистрации за
допустимые пределы
6.4 Хранение информации в трех типах внутреннего формата: файлы в масштабе
времени (shrt.dep)- для быстро меняющихся параметров, а так же в масштабе глубин и
времени (st•re.dep и time.dep)- для всех параметров
6.5 Печать данных аналогового вида на цветных принтерах
7. Требования к системе передачи данных
7.1 Система передачи данных со станции ГТИ должна обеспечивать ежесуточную
передачу сводки в форме «Суточного рапорта ГТИ», а так же организованна передача
в Он-лайн режиме видео изображения и реально-временных диаграмм с объектов
производства работ в офис заказчика
8. Организация передачи информации Заказчику
8.1 Оперативная информация пересылается на уровень ОАО «Газпромнефть-Хантос»,
ООО «Газпромнефть НТЦ» и подрядных организаций (список адресов
предоставляется Заказчиком):
8.1.1 «Суточный рапорт по бурению скважин» с балансом времени – ежедневно к 6 час.
00 мин. текущих суток с информацией на 24 час. 00 мин. минувших суток (Приложение
№ 5 к Техническому заданию)
8.1.2 Описания кернового материала (документ Micrоsоft Wоrd) и его фотографии на
поисково-оценочных и разведочных скважинах - не позднее 6ти часов после подъема
керна на поверхность.
8.1.3 Иная информация по требованию представителей Заказчика - для оперативного
принятия решений в случае возникновения нештатных ситуаций
8.1.4Подрядчик обязан обеспечить передачу в режиме реального времени данных систем
геолого-технологических исследований (далее - ГТИ), систем телеметрии (далее – MWD/LWD),
путем организации потока информации в программный комплекс «Мониторинг удаленных
объектов WellOnline» используемый на уровне ОАО «Газпром нефть».
Подрядчик обязан обеспечить установку и настройку программного комплекса
«Мониторинг удаленных объектов WellOnline» на объектах строительства.
Для настройки программных комплексов и организации передачи данных подрядчику
необходимо на каждом объекте строительства реализовать следующие задачи:
 Организовать канал связи между объектом строительства и точкой входа в корпоративную
сеть ОАО «Газпром нефть» функционирующим в постоянном круглосуточном режиме и
обладающий пропускной способностью не менее 64 000 бит/сек.
 Оснастить объект строительства сервером передачи данных программного комплекса
WellOnline с характеристиками не ниже:
 центральный процессор Intel Pentium с тактовой частотой 2.4 ГГц;
 оперативная память 2048 Мбайт;
 накопитель на жестком диске емкостью 120 Гбайт;
 Ethernet-адаптер
 порт USB.
 Развернуть программные комплексы WellOnline, WellReports на сервере передачи данных.
 Обеспечить передачу данных в реальном времени всех регистрируемых параметров систем
ГТИ и телеметрии в программный комплекс WellOnline уровня объекта строительства.
 Обеспечить бесперебойное функционирование процедуры передачи информации из
программного комплекса WellOnline уровня объекта строительства на уровень ОАО
«Газпром нефть».
8.2 Первичные материалы ГТИ
8.2.1 Первичные материалы ГТИ поинтервально сдаются в ООО «Газпромнефть НТЦ»
в интервалах проведения промежуточных (заключительных) комплексов ГИС – не
позднее суток после окончания этапа бурения или же по требованию Заказчика при
осложнениях в скважине или аварийных ситуациях.
8.2.2 Первичные материалы ГТИ отправляются на электронные адреса ООО
«Газпромнефть НТЦ» и подрядных организаций в LAS формате. (Список адресов
предоставляется Заказчиком). Первичный материал предоставляется в электронном
виде без распечатанной копии.
8.2.3 Состав LAS файла: глубина забоя (шаг 0,4м), время, вес на крюке, давление на
входе, объем рабочих емкостей, ДМК, общий газ, положение крюка, Н2, С1, С2, С3, С4,
С5, сумма С1-С5, температура на выходе.
8.3 Отчетная информация
8.3.1 Не позднее 4х дневного срока по окончании этапа строительства скважины,
Исполнитель предоставляет «Отчет о проведении ГТИ на скважине» в ООО
«Газпромнефть НТЦ».
8.3.2 «Отчет о проведении ГТИ на скважине» отправляется на электронные адреса
ООО «Газпромнефть НТЦ» и подрядных организаций (список адресов
предоставляется Заказчиком) и на магнитном носителе в формах (форматах),
согласованных с представителями ООО «Газпромнефть НТЦ». Форматы данных: *.dep,
*.ge•, *.cut, *.las, *.pdf. Отчетный материал предоставляется в электронном виде без
распечатанной копии.
8.3.3 Отчет о проведении ГТИ на скважине» должен содержать:
8.3.3.1 Текстовую часть с информацией о ходе строительства скважины и результатах
ГТИ
8.3.3.2 Сводную диаграмму ГТИ + ГИС в масштабе 1:200
8.3.3.3 Описание и фотодокументирование кернового материала
8.3.3.4 Результаты ИПТ и др. исследований
8.3.3.5 Пояснительную записку к ТЭП
8.3.3.6 Таблицу технико-экономических показателей бурения (ТЭП)
8.3.3.7 Баланс времени строительства скважины
8.3.3.8 График строительства скважины
8.3.3.9 График изменения механической скорости
8.3.3.10 Таблицу использования долот и бурильных головок
8.3.3.11 Калибровочные данные и даты калибровок газоаналитической аппаратуры
8.3.3.12 Диаграммы технологических исследований (повременные, порейсовые)
8.3.3.13 Факторный анализ бурения скважины (сдается в течении 3-х суток, а на ЗБС в
течении 1-х суток)
8.3.3.14 Анализ НПВ
8.3.4 Состав текстовой части отчета
8.3.4.1 Общие сведения по скважине
8.3.4.2 Аппаратура и оборудование используемые для проведения ГТИ
8.3.4.3 Особенности бурения (раствор, пит долот, режимы бурения и т.д.)
8.3.4.4 Литологическое описание выделенных коллекторов и характер их насыщения с
указанием максимальных газопоказаний.
8.3.4.5 Ведомость отбора проб шлама и результаты проведенного из него ЛБА.
8.3.5 На разведочных и поисково-оценочных скважинах: первичный материал сдается в
течении 2-х суток с момента проведения ГИС, отчетный материал сдается в течении
10-и суток с момента проведения ГИС. Материал отправляется на электронные адреса
ООО «Газпромнефть НТЦ» и подрядных организаций (список адресов
предоставляется Заказчиком); на магнитном носителе и в распечатанном виде в
формах (форматах), согласованных с представителями ООО «Газпромнефть НТЦ».
8.3.6 Оформление материалов ГТК и ГК (газового каротажа) осуществлять в
соответствии с требованиями Приложения № 4 к Техническому Заданию
8.4 Коэффициент качества работ ГТК и ГК
8.4.1 Оценка качества поступившего материала ГТК и ГК заключается в выявлении в
записи информации по «сбойным» участкам, проверке наличия и сроков калибровок
датчиков и газоаналитической аппаратуры и полноты сдаваемого материала согласно
утвержденному плану. Интервалы, охарактеризованные как брак, в дальнейшем, при
интерпретации, использоваться не будут (хотя и могут привлекаться для
восстановления последовательности технологических операций). Все реально
возникающие претензии по качеству характеризуются следующими формами
материалов (Приложение № 3 к Техническому Заданию)
8.4.1.1 Пропуски
8.4.1.2 Искаженная запись
8.4.1.3 Прочие недостатки, не имеющие протяженности по глубине
8.4.1.4 Брак
8.4.1.5 Невыполнение по вине Исполнителя
8.4.2 Основными критериями качественной работы партии ГТИ являются:
8.4.2.1 Отсутствие пропусков продуктивных пластов в процессе бурения и
своевременная выдача рекомендаций по отбору керна и проведению ИПТ
8.4.2.2 Своевременная выдача рекомендаций и предупреждений, направленных на
безаварийную проводку скважин и улучшение технико-экономических показателей
бурения
8.4.2.3 Хорошее качество первичных материалов и своевременное их представление в
ООО «Газпромнефть-НТЦ».
8.4.2.4 При проведении газового каротажа и геохимических исследований работа
оператора не считается удовлетворительной (брак), если по вине оператора (геолога)
в процессе бурения были пропущены продуктивные пласты (более 50%), выявленные
позже другими методами
8.4.2.5 При проведении технологического контроля работа оператора не считается
удовлетворительной, если в процессе проводки скважины имели место осложнения и
аварии, по которым не были выданы своевременные предупреждения и рекомендации
буровой бригаде
8.4.3 Итоговый коэффициент качества по исследованиям на скважине выводится на
основании расчетов коэффициента качества по отдельным параметрам (согласно
Приложения №3) с применением понижающего коэффициента.
9. Основные нормативные документы
9.1. "Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах",
утверждённые совместным приказом Минтопэнергетики и Минприродных ресурсов РФ
от 28 декабря 1999 г, № 445/323
9.2. РД 153-39.0-069-01 «Техническая инструкция по проведению геологотехнологических исследований нефтяных и газовых скважин»
9.3. РД 39-0147716-008-89 «Инструкция по приемке и оценке качества материалов
геолого-технологических исследований в процессе бурения нефтяных скважин
9.4. РД 39-0147716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе
бурения»
9.5. РД 39-4-1101-84 «Положение о службе геолого-технических исследований скважин
в процессе бурения (ГТИ)»
9.6. РД 39-4-784-82 «Основные условия производства промыслово-геофизических и
прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважинах»
9.7. РД 39-4- 220-79 «Технические требования на подготовку скважин к проведению
геолого-технологического контроля и осуществления геохимических, геофизических и
гидродинамических исследований в бурящихся скважин»
Исполнитель
________________
Заказчик
________________
Приложение № 1
к Техническому Заданию
ЗАЯВКА
НА ПРОВЕДЕНИЕ КОМПЛЕКСА ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ЗАКАЗЧИК
ИСПОЛНИТЕЛЬ
ОАО «Газпромнефть-Хантос»
Месторождение:
Куст №
Скважина
№
Интервал исследования
ИСПОЛНИТЕЛЬ ОБЯЗУЕТСЯ ОБЕСПЕЧИТЬ
Параметр
Ед.изм
датчик
м3
Место
установки
Талевый канат
Манифольд
"Выкидная"
линия
Вал лебёдки
Ёмкость 1
Ёмкость 2
Ёмкость 3
Ёмкость 4
Заготовительная
ёмкость
ЦСГО
Доливная ёмк.
Стол ротора
Привод ротора
Цепь ротора
УМК, КМБ
Гидравлический
ключ
Манифольд
Расчетный
Желоб
Манифольд
Привод насоса 1
Привод насоса 2
Дегазатор в
желобе
Дегазатор в
желобе
Стол ротора
Вагон
супервайзера
Вагон мастера
На роторе,
емкостной блок,
под ротором
Расчетный
т
мин/м
м/час
м
м/сек
м3
Расчетный
Расчетный
Расчетный
Расчетный
Расчетный
Расчетный
1
2
3
Вес на крюке
Давление на манифольде
Давление в затрубном пространстве
т
атм
атм
ДНК-2
ДВД-1
ДВД-1
4
5
6
7
8
9
Положение тальблока
Объем емкости 1
Объем емкости 2
Объем емкости 3
Объем емкости 4
Объем емкости 5 (заготовительная)
м
м3
м3
м3
м3
м3
ДОЛ-5
ДУ-1
ДУ-1
ДУ-1
ДУ-1
ДУ-1
10
11
12
13
14
15
16
ДУ-1
ДУ-1
17
18
19
20
21
22
23
Объем емкости 6 (ЦСГО)
м3
Объем в доливной емкости
м3
Комлект видеонаблюдения с возможностью записи
Число оборотов ротора
х/мин
Крутящий момент на роторе
кНм
Момент на УМК или КМБ
кНм
Момент на гидравлическом ключе при кНм
спуске ОК
БР расход на входе
л/сек
БР расход на выходе
усл. Ед
БР температура на выходе
◦С
БР температура на входе
◦С
Ходы насоса 1
ход/мин
Ходы насоса 2
ход/мин
Компонентный анализ ГВС
%
24
Общее содержание газов
%
СГА-03
25
26
Табло бурильщика
Компьютер супервайзера
ТБ-2
27
28
Компьютер мастера
Содержание взрывоопасного газа в
воздухе
29
Суммарный объем бурового раствора
на буровой со звуковой сигнализацией
выхода за пределы
Нагрузка на долото
ДМК
Мех. Скорость
Глубина забоя
Скорость СПО
Баланс объемов долива-вытеснения
СПО
30
31
32
33
34
35
% НКПР, Lel
ДОР
ДМЦ-Т
ИВЭ-50 07.40
ИВЭ-50 07.40
Artvik DFM4.0
ИРМ
ДТР
ДТР
ДХН
ДХН
Геопласт 04М
ДАТ-М,
БПС21М,БМС
Приложение № 2
к Техническому Заданию
АКТ №
проверки готовности скважины
к проведению геолого-технологических исследований
Скважина №_____________ площадь ____________________
УБР (УРБ)_____________
Бур. мастер_____________
Мы, нижеподписавшиеся, бур. мастер ____________________, представитель Заказчика
_________________, представитель вышкомонтажной организации _____________и начальник
партии (отряда) ГТИ_________________ составили настоящий акт о том, что нами проверена
готовность скважины к проведению ГТИ. В результате проверки установлено:
1. Площадка для установки станции ГТИ подготовлена (не подготовлена) находится в
_______________м от БУ
2. Электроэнергия к площадке подведена, напряжение ________В.
3. Желоб для установки дегазатора, расходомера и отбора
шлама___________________________
_________________________________________________________________________________
_ (имеется или нет, его конструкция, оборудован или нет)
4. Желоб расположен на высоте ________ м.
5. Подход к желобу ________________________________________ (состояние, освещенность)
6. Патрубки для датчиков в разъемном устье_______________________ (вварены, не вварены)
7. Патрубки для датчиков во всасывающих трубах___________________(вварены, не вварены)
8. Патрубки для датчиков высокого давления_______________________(вварены, не вварены)
9. Гнезда для установки уровнемеров в емкостях____________________ (вварены, не вварены)
10. Водяная линия к виброситам ____________________________________ (имеется или нет)
11. Установка глубиномера___________________________ (на буровой лебедке, на кронблоке)
12. Заземление станции осуществляется______________________ (за контур или заземлитель)
13. Взаимные помехи в работе исключены______________________________ (да, нет)
14. Монтаж станции разрешается _____________________________________ (да, нет)
15. Забой на начало монтажа ___________________м
16. Бурение под кондуктор (тех. колонну) в инт. __________________м осуществлялось
долотом _______мм, кондуктор (тех. колонна) ______мм спущен на глубину ____________ м
17. Подключение станции к исследованию произведено при забое ______________ м
Буровой мастер (пом. мастера, технолог) __________________________
Представитель "Заказчика" __________________________
Акт готовности скважины к проведению ГТИ вручен начальнику партии ГТИ
"_____"__________________20___г. в ____________час, мин
Начальник партии (отряда) ГТИ __________________________
Исполнитель
________________
Заказчик
________________
Приложение № 3
к Техническому Заданию
Требования к качеству проведения ГТК и ГК
1. Технологические исследования
1.1 Пропусками являются реальные пропуски информации в интервале продуктивных пластов
интервалами более 2м и случаи бракованной регистрации отдельных интервалов
1.2 Искаженная запись - некачественная запись параметров, не исключающая возможности ее
использования для частичного решения поставленной задачи. Если какой-либо из параметров
записан с искажениями во всем интервале исследований, то он характеризуется
коэффициентом качества 0.8
1.3 Прочие недостатки, не имеющие протяженности по глубине - это небрежно оформленный
материал, отсутствие калибровочных данных и необходимых сведений в диаграммах и
заголовках, а так же частые мелкие (1-2м) пропуски (не более 4 пропусков на 100м
исследования). При наличии подобных недостатков и в зависимости от количества и степени
их влияния на качество и сроки обработки материала, и по усмотрению интерпретатора ООО
«Газпромнефть НТЦ», коэффициент качества
1.4 Брак и невыполнение - некачественная регистрация параметров, в которых полезная
информация практически потеряна.
а) Браки, искажение регистрации и пропуски по вине Заказчика (в случае предоставления
двухстороннего акта, подписанного Заказчиком и начальником партии ГТИ) при определении
коэффициента качества не учитываются
б) Пропуск информации – это отсутствие по одному из параметров обязательного комплекса
информации.
2. Геохимические исследования: Общий газ (Гсум) и раздельный анализ газа (РАГ)
2.1 Общие сведения.
При оценке качества материалов основное внимание уделяется качеству тех интервалов,
характер насыщения которых требуется определить, т.е. по всем заведомо продуктивным
пластам и пластам с ожидаемой продуктивностью в интервале детальных исследований. Если
же в интервалах детальных исследований весь материал оказался пропущен, забракован
или с дефектом, то он считается таковым и по всей скважине, независимо от качества
остальных интервалов.
Пропуски оцениваются по аналогии с технологическими исследованиями
2.2 Искажения записи по газу – это некачественная регистрация Гсум и некачественный
раздельный анализ газа (РАГ), где возможно только частичное решение поставленной задачи:
2.2.1 отсутствие привязки Гсум к глубинам по "отставанию" или неверная привязка;
2.2.2 отсутствие, какого либо компонента газа при раздельном анализе;
2.2.3 грубый масштаб записи Гсум (слабая дифференциация);
2.2.4 некачественное разделение компонентов газа;
2.2.5 отсутствие пояснительной информации на аномальных участках.
2.2.6 отсутствие данных калибровки газоаналитической аппаратуры или их несвоевременная
калибровка.
2.3 Брак. Весь материал считается браком, если качество регистрации против всех
исследуемых пластов снижено настолько, что его невозможно использовать для решения
вопроса о продуктивности или непродуктивности пластов. Если же материал бракуется не по
всем пластам, то такой брак приравнивается к пропуску. Если в интервалах исследований
продуктивных пластов весь материал оказался пропущенным, забракованным или с
дефектом, то он считается таковым для всей скважины, независимо от качества
остальных непродуктивных интервалов.
2.3.1 Показания Гсум бракуется при:
2.3.1.1 смещении «нуля» записи – отрицательные значения параметра
2.3.1.2 пропуске параметра более 10%
2.3.1.3 регистрации со значительными помехами
2.3.2 Показания РАГ бракуется при:
2.3.2.1 регистрации со значительными помехами из-за неудовлетворительной настройки
хроматографа (при отсутствии акта о калибровке)
2.3.2.2 одновременном наличии нескольких видов дефектов, не позволяющих решить вопрос о
продуктивности рассматриваемого интервала или пласта
2.3.2.3 невозможности идентифицировать компоненты газа
2.4 Прочие упущения. В зависимости от их количества коэффициент качества может быть
дополнительно снижен на величину 0,01.
2.4.1 Отсутствие сведений, предусмотренных в «Требованиях к оформлению материалов ГТК и
ГК» «Технической инструкции по проведению геолого-технологических исследований
нефтяных и газовых скважин» (РД-153-39.0-069-01, Тверь 2001, РД-39-0147716-102-87,
ВНИИнефтепромгеофизика 1987).
2.4.2 Не указание интервалов добавок в раствор нефти и/или различных химических реагентов
3. Геологические исследования
3.1 Брак
3.1.1Отсутствие результатов люминисцентно-битуминологического анализа (ЛБА) в интервалах
продуктивных пластов
3.1.2 Пропуски продуктивных пластов по данным исследований шлама и/или ЛБА, и/или
газопоказаний по вине геолога партии ГТИ
3.1.3 Несоблюдение рекомендаций по отбору шлама и описанию керна
3.1.4 Отсутствие описаний в интервалах детальных исследований (продуктивные пласты)
3.1.5 Несоответствие данных ГТИ однозначно установленной продуктивности пластов по
результатам испытаний
3.1.6 Отсутствие предполагаемого насыщения в интервалах нефтегазопроявлений
3.1.7 Не информативность и не качественность фотографий керна
3.1.8 Отсутствие и/или несоответствие данных в глубинном и временном форматах.
3.1.9. Фальсификация данных.
4. Оцениваемые параметры
Данные ГТИ и ГК разделяются на две категории:
5.1 Оцениваемые в функции реального времени:
 вес на крюке, т
 давление в нагнетательной линии, атм
 давление в затрубном пространстве, атм
 число оборотов ротора, х/мин
 крутящий момент на роторе, кНм
 расход бурового раствора на входе, л/сек
 плотность бурового раствора на входе, гр/см3
 положение тальблока относительно стола ротора, м
 число ходов насоса, х/мин
 поток на выходе, усл.ед
 температура бурового раствора на выходе, С°
 температура бурового раствора на входе, С°
 содержание взрывоопасного газа в воздухе, % НКПР
 момент на механическом ключе буровой при сборке КНБК, кНм
 момент на гидравлическом ключе при спуске обсадной колонны, кНм
 объем в рабочих емкостях, м3
 объем в доливной емкости, м3
 текущее время, сек
5.2 Оцениваемые в функции глубины:
 Кривая ДМК
 Кривая Гсум
 Кривые РАГ
 Геолого-геохимический разрез
 Пояснительная записка
 ЛБА бурового раствора
 вес на крюке
 давление в нагнетательной линии
 положение тальблока относительно стола ротора
Исполнитель
________________
Заказчик
________________
Приложение № 4
к Техническому Заданию
Требования к оформлению материалов ГТК и ГК
При составлении отчетов и пояснительных записок для Заказчика в документах необходимо
наличие следующей информации:
1. № Скв / Куст / Месторождение
2. Интервал исследований
3. Дата исследований
4. Проектный пласт
5. Заказчик
6. Исполнитель
7. № партии / Нач. партии / Геолог.
8. Интерпретатор
9. Аппаратура и оборудование:
а) станция, тип дегазатора, тип микроскопа, люминоскоп и т.д.
б) тип аппаратуры для регистрации газопоказаний
10. В процессе исследований проводились:
а) регистрация параметров ( ДМК, вес….), раздельный и суммарный анализ газа
б) геолого-геохимические исследования (отбор проб шлама, ЛБА), отбор проб раствора.
Особенности выполнения работ
В районе проведения работ Заказчика имеют место следующие оказывающие влияние на
результаты работ особенности:
1. Конструкция скважины
2. Тип бурового раствора – необходимо обязательное проведение ЛБА и ТВД растворов с
указанием глубины ввода добавок и химических реагентов в раствор, при шаге проведения не
реже одного раза в сутки:
а) полимерные растворы (Flo-Pro, Drill-Fri и т.д.), основной задачей которых является
улучшение очистки забоя (создание пленки на частицах шлама)
б) добавки в раствор химических реагентов на основе нефтепродуктов, графита, мела и т.д.
3. Искажение данных ЛБА и газопоказаний под действием вышеописанных факторов
4. Искажения ДМК и газопоказаний из-за влияния режима бурения (интервалы слайдирования,
промывки без отрыва от забоя и т.д.)
5. Особенности, связанные с изменением режима бурения (изменение долота и т.д.) по рейсам
6. Размер фракции шлама, используемый для анализа при построении шламограммы
7. Место установки дегазатора и тип используемого дегазатора.
Шаблон диаграммы
При предоставлении Заказчику диаграмма должна включать следующие позиции и
Информацию (см. ниже). В качестве первичного материала может использоваться форма
отчетной, за исключением информации о ФИО интерпретатора и кривых ГИС, или форма
DMAS с раздельной печатью различных параметров:
1. Шапка диаграммы
2. Вид исследований
3. № Скв / Куст / Месторождение
4. Интервал исследований
5. Дата исследований
6. Проектный пласт
7. Заказчик
8. Исполнитель
9. № партии / Нач. партии / Геолог
10. Интерпретатор
11. Забой по ДМК
12. Вид и дата проведения ГИС, используемый при увязке данных ГТК и ГК
13. Условные обозначения
Ширина колонок планшета
4
5
1
2
3
6
7
8
Глубина
ГИС
ГИС
Индекс
пластов
Глубина
ГТИ
ГТИ (ДМК, вес,
давление,
тальблок)
Литология
ТВД и ЛБА
раствора,
описание
аномалий
Газовые
данные
0,8 см
9,7см
0,6 см
1 см
9 см
1,5 см
5,7см
5,см7
Оформление планшета
1. Описание шлама производится поинтервально, в зависимости от изменения свойств пород и
характера их насыщения, а так же по резкому изменению газопоказаний (Гсум, С1+…+С5(С6),
РАГ) и ЛБА. Каждый интервал необходимо сопроводить выводом о предполагаемом характере
насыщения
2. Данные ЛБА наносятся на планшет через каждые 5м, за исключением мощных (>10м)
глинистых интервалов, где периодичность ЛБА допустима через каждые 10м. В интервале
продуктивных пластов - не реже, чем через 2м; при наличии в пласте переходной зоны - через
каждые 1-2м. При высоких скоростях бурения вопросы отбора шлама, проведения ЛБА и
построения литологической колонки обговариваются с геологической службой Заказчика
дополнительно
3. На планшет выносятся кривые Гсум, С1+...+С5(С6) и РАГ - в абсолютных значениях (%).
Относительное газосодержание (%) по РАГ в цифровой форме выносится на планшет с
интервалом 2-4м; в продуктивной части разреза - не реже, чем через 2м. Вопрос оптимизации
выбора шага газосодержания на планшете устанавливается или для отдельных этапов
бурения, или принимается равным 2м для всего интервала
4. Насыщение интервалов отражается в графе "Литология"
5. На диаграмме обязательно обозначение периодов СПО, глубина которых должна
соответствовать глубине в таблице ТЭП
6. Расстояние между строк текстовых комментариев геолого-геохимического разреза должно
быть одинаковым, и определяется Заказчиком
Исполнитель
________________
Заказчик
________________