Каталог когалымнефтегеофизика by Rising Atlas

Полный спектр геофизических услуг

2018-2019

СЕРВИСНЫЙ КАТАЛОГ

БЫСТРЕЕ. ТОЧНЕЕ. ВЫГОДНЕЕ Наша Команда рада Вас приветствовать на страницах очередного обновленного сервисного каталога, в котором мы подготовили для Вас много новой и полезной информации о наших услугах. Традиционно придерживаясь принципов философии постоянного совершенствования «Кайдзен», за истекший период мы разработали и внедрили множество новых технологий исследования скважин, аппаратурных комплексов, позволяющих повысить точность измерений, и методических решений, которые позволят Вам получить еще больше полезной информации о Ваших скважинах.

Невзирая на кризисы, каждый день наши специалисты работают над улучшением существующих технологий исследования скважин и внедрением новых технологий, которые ранее были недоступны большинству геофизических компаний. Вот только некоторые из них: •

Не имеющая аналогов в Российской геофизике аппаратура для испытания пластов с получением информации о пластовом флюиде в режиме on-line;

•

Высокоразрешающий электрический микроимиджер для исследования тонкослоистых разрезов;

•

Современная аппаратура кросс-дипольного каротажа, позволяющая измерять упругие свойства горных пород с высокой точностью;

•

Модульная аппаратура кабельной связи (МАКС) для исследования горизонтальных скважин.

•

Спектральная шумометрия для исследования скважин при контроле за разработкой;

•

И множество других услуг, которые были успешно внедрены нашими специалистами за истекший период.

Данный каталог расскажет Вам об услугах, которые способны сделать Вашу работу гораздо более эффективной, предсказуемой и точной. В этом году их стало еще больше. При этом мы можем смело утверждать, что качество наших работ соответствует международному уровню. Мы разрушаем стереотипы о том, что Российские геофизические компании уступают западным. Вы убедитесь в этом сами. Просто изучите этот каталог – это займет не более 20 минут Вашего времени. Если у Вас появятся вопросы, Вы сможете задать их по телефонам указанным в каталоге. Успехов и процветания!

Генеральный директор ОАО «Когалымнефтегеофизика» Кузнецов Евгений Георгиевич e-mail: ykuznetsov@kngf.org

ОРГАНИЗАЦИЯ КУРСОВ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ ПО ТЕМЕ «СОВРЕМЕННЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН» ДЛЯ СПЕЦИАЛИСТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ КОМПАНИЙ Уже почти 40 лет специалисты нашей компании занимаются изучением недр нашей Земли. Ведущими специалистами «Когалымнефтегеофизика» накоплен колоссальный опыт по производству геофизических работ и интерпретации материалов геофизических исследований. Мы с радостью готовы делиться этим опытом со специалистами нефтегазовых компаний. В течение нескольких лет наши ведущие специалисты и эксперты из различных областей геофизических исследований скважин проводят курсы для представителей нефтегазовых компаний. Курсы проводятся по следующим тематикам: •

Геофизические исследования скважин в необсаженном стволе.

•

Геофизические исследования с целью оценки технического состояния скважин.

•

Геофизические исследования при контроле за разработкой.

•

Современные, уникальные для Российского нефтесервисного рынка технологии исследования скважин.

•

Технологии исследования скважин, позволяющие повысить эффективность строительства скважин и минимизировать затраты на исследование скважин.

•

Повышение эффективности нефтесервисных компаний при применении инструментов «Бережливого производства».

•

Курсы повышения квалификации с привлечением экспертов из ведущих Университетов России и Компаний-производителей геофизического оборудования.

•

Дополнительные курсы по договоренности с представителями Заказчика.

Если у Вас есть потребность повысить свою квалификацию или квалификацию Ваших сотрудников, то Вы можете позвонить одному из наших сотрудников: Заместитель генерального директора по геологии ОАО «Когалымнефтегеофизика» Крючатов Дмитрий Николаевич Моб.: +7 (904) 47 72 078 e-mail: gisgeo@kngf.org

Заместитель главного геолога ОАО «Когалымнефтегеофизика»

Главный петрофизик ОАО «Когалымнефтегеофизика»

Мустафин Айдар Магатович

Исянгулов Ринат Ульфатович

Моб.: +7 (904) 48 12 721

Моб.: +7 (950) 51 32 851

e-mail: aidar@kngf.org

e-mail: isyangulov@kngf.org

1. ГОРЯЧАЯ 20-КА

2. УСЛУГИ ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ – ВЕРТИКАЛЬНОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ ПРОФИЛИРОВАНИЕ

3. УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

4. УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН

128

5. УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

169

6. ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ (ПЕРФОРАЦИОННЫЕ) РАБОТЫ

194

7. КАРОТАЖ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

215

8. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

219

9. УСЛУГИ ПО ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

227

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙ

233

11. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

242

12. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ

247

1. ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ Технология «СУПЕРКОМБО»: расширенный комплекс исследований за одну спуско-подъемную операцию Технология «КОМБОцементомер»: оценка качества цементирования обсадной колонны за 4-6 часов вместо 12-ти Кросс-дипольная трехмерная акустика Глубинная телевизионная видеосистема Технология Сканер цемента Освоение струйным насосом Технология «Колтюбинг» Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж Промыслово-геофизические исследования РКР: эффективная технология изучения особенностей заводнения коллекторов Технология «МГДИ»: измерение гидродинамических параметров пласта до 7 раз быстрее! Технология непрерывного геофизического контроля работы пластов и оборудования в скважинах, оборудованных ЭЦН Латераль: доставка приборов в горизонтальные скважины со сложной траекторией Технология «МАКС» Исследования скважин с горизонтальным окончанием в необсаженном стволе Исследования скважин с горизонтальным окончанием в обсаженном стволе LWD (LOGGING WHILE DRILLING): Каротаж в процессе бурения Наноэлектрический каротаж через обсадную колонну: уникальный метод оценки нефтегазонасыщенности Высокоразрешающий электрический микроимиджер STAR RCI: прибор гидродинамического каротажа и опробования пластов

17 18 19 22 23 24 26 31 33 39 40 41 43 45 46 47 48 49 51 53

2. УСЛУГИ ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ–ВЕРТИКАЛЬНОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ ПРОФИЛИРОВАНИЕ 3. УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН Технология «СУПЕРКОМБО» Технология «Комбоцементомер» МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) Метод определения естественной радиоактивности горных пород (ГК – гамма-каротаж) Метод гамма-спектрометрии Метод нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т) Метод плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П) Метод литолого-плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-ЛП) Метод спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) Метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) Акустические методы (АК-73ПМ, 4АК-Д, АВАК-11) X-MAC Ядерно-магнитный томографический каротаж Высокоразрешающий электрический микроимиджер STAR

62 63 64 66 67 69 71 73 75 77 79 80 82 83 85

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД Метод бокового каротажного зондирования (БКЗ+БК) Метод двойного бокового каротажа (2БК) Метод микрокаротажного зондирования (МКЗ) Метод индукционного каротажного зондирования (ИКЗ) Метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) RCI: прибор гидродинамического каротажа и опробования пластов МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Магнитная инклинометрия Гироскопическая инклинометрия Непрерывный гироскопический инклинометр GYROTRACER DIRECTIONAL Кавернометрия – профилеметрия Термометрия ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН Акустическая цементометрия Гамма – гамма цементометрия – дефектоскопия Электромагнитный дефектоскоп Трубная профилеметрия Акустический цементомер при различных режимах работы скважины Глубинная телевизионная видеосистема Акустический сканер-телевизор (АСТ) Сканер-цемента

87 87 90 92 95 97 99 101 101 103 105 107 109 110 110 112 115 117 119 121 123 126

4. УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ Освоение компрессированием Освоение свабированием Освоение струйным насосом Технология КИС Азотные, азотно-кислотные и композитные обработки скважин УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН Определение профиля притока и источника обводнения Определение дебита и % обводненности Определение гидродинамических параметров пласта УСЛУГИ ПО ИССЛЕДОВАНИЯМ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Определение профиля приемистости Определение гидродинамических параметров пласта ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМ ПРИБОРОМ НА ПРОВОЛОКЕ АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ Испытание пластов на кабеле Испытание пластов на трубах в открытом стволе Испытание пластов на трубах в закрытом стволе

130 130 131 133 135 136 139 139 141 142 145 145 146 147 148 151 155 155 157 158

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОРОТКО-ЖИВУЩЕГО РАДИОНУКЛИДА НАТРИЙ–24 (РКР) ТЕХНОЛОГИЯ МГДИ ТЕХНОЛОГИЯ НЕПРЕРЫВНОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАБОТЫ ПЛАСТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН

159 163

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА И НКТ

164

164 165

5. УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

171

Доставка геофизических приборов с помощью технологии «Латераль» Доставка геофизических приборов с помощью технологии «Колтюбинг» Доставка геофизических приборов на «жестком» геофизическом кабеле Доставка геофизических приборов с помощью технологии «МАКС» ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

171 173 175 176 177 189

6. ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ (ПЕРФОРАЦИОННЫЕ) РАБОТЫ ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ Перфораторы, спускаемые на каротажном кабеле Перфораторы корпусные однократного применения Перфоратор модульный Перфораторы корпусные многократного применения Перфораторы бескорпусные с извлекаемым каркасом Дыроколы Перфоратор-генератор ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Перфораторы корпусные однократного применения Перфораторы модульные Аппаратура по контролю при перфорации СВЕРЛЯЩАЯ ПЕРФОРАЦИЯ ВЗРЫВНЫЕ ПАКЕРЫ ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ТОРПЕДИРОВАНИЕ Шнуровые торпеды (ТДШ) Шашечные торпеды Фугасные торпеды Кумулятивные труборезы ГИС ПОСЛЕ ПЕРФОРАЦИИ

196 196 196 199 199 199 199 200 201 202 205 206 208 209 210 211 211 211 211 212 213

7. КАРОТАЖ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ MWD ( MEASUREMENT WHILE DRILLING) LWD (LOGGING WHILE DRILLING)

216 217

8. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Геологические исследования Технологические исследования Контроль цементирования Лаборатория ГТИ

220 222 224 225

9. УСЛУГИ ПО ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ Определение электрического сопротивления через обсадную колонну Определение остаточной нефтенасыщенности методом СО-каротажа Прибор импульсный многоканальный спектрометрический ПИМС-76

228 230 231

10. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙ Программно-управляемые подъемники с гидравлическим приводом Контроль веса при ГИС Программно-методический комплекс по расчету прогноза вероятности аварий Аварийный инструмент

235 236 237 238

11. МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ Метрологический участок Контрольно-поверочные скважины

243 245

12. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ Промер и намотка геофизического кабеля Ремонт специализированной техники Ориентирование клиньев Предоставление геофизических подъемников Предоставление насосного агрегата Предоставление услуг лаборатории неразрушающего контроля

249 250 253 254 256 257

КРАТКАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО РАБОТЕ С СЕРВИСНЫМ КАТАЛОГОМ Уважаемые заказчики наших услуг! Мы постарались организовать материал о наших услугах таким образом, чтобы максимально сэкономить Ваше время. 1. Особенности работы с электронной версией сервисного каталога: •

Из содержания сервисного каталога Вы можете автоматически перейти на интересующий Вас раздел (услугу), кликнув на него курсором компьютерной мыши.

•

Сделаны закладки (в левом поле программы в области навигации «Adobe Reader») – они упрощают поиск интересующего Вас раздела.

•

Каждый раздел выполнен в определенном цвете, за счет чего Вы можете быстро ориентироваться в объемном электронном документе.

•

Цветовая гамма закладок в электронном документе соответствует цветовой гамме в содержании сервисного каталога, это упрощает просмотр данного документа.

2. Особенности работы с бумажной версией сервисного каталога: •

Мы сделали закладку данной версии более удобной, чтобы Вы могли отметить страницу, на которой временно приостановили изучение каталога.

•

На первом форзаце нашего каталога имеются: 1. Кармашек с флеш-накопителем, в который записана информация о нашей компании и представлены все обновленные версии каталогов услуг «Когалымнефтегеофизика». 2. Ручка, с помощью которой вы можете сделать заметки на полях сервисного каталога и на последних страницах, предназначенных для заметок. 3. Клеевые стикеры, с помощью которых Вы можете пометить заинтересовавшие Вас услуги, чтобы в будущем быстрее находить их.

3. В сервисном каталоге мы постарались максимально сжато раскрыть все стороны услуг нашей компании. 4. В этом году в каталог мы добавили новые эффективные импортозамещающие услуги. 5. По большинству услуг сделали краткое описание теоретических основ. Мы рады, что Вы уделили Ваше внимание просмотру нашего каталога. Более подробную информацию о нашей компании и услугах Вы можете получить, посетив нас в городе Когалым или ознакомившись на сайте: www.kngf.org По всем интересующим вопросам, получению дополнительной информации, организации посещения компании, а также с предложениями улучшения сервисного каталога, просим Вас обращаться к нашим представителям.

Заместитель генерального директора по геологии ОАО «Когалымнефтегеофизика» Крючатов Дмитрий Николаевич Моб.: +7 (904) 47 72 078 e-mail: gisgeo@kngf.org

Заместитель главного геолога ОАО «Когалымнефтегеофизика»

Главный петрофизик ОАО «Когалымнефтегеофизика»

Мустафин Айдар Магатович

Исянгулов Ринат Ульфатович

Моб.: +7 (904) 48 12 721

Моб.: +7 (950) 51 32 851

e-mail: aidar@kngf.org

e-mail: isyangulov@kngf.org

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ON-LINE СЕРВИСЫ 1. ON-LINE портал Клиента orders.kngf.org (для работы с порталом Вам необходимо зарегистрироваться)

В настоящее время на «ON-LINE портале Клиента» Вы можете: •

Посмотреть всю интересующую Вас информацию по заказам на производство ГИС, ПГИ и ПВР выполненным специалистами нашей компании

•

Подать заявку на производство геофизических и прострелочно-взрывных работ

•

Оставить Ваш отзыв по любому заказу, выполненному нашими специалистами

•

Оставить отзыв о нашей компании

•

Заказать звонок

•

Задать вопрос специалистам Компании

•

Скачать каталоги услуг Компании

2. На нашем корпоративном сайте: www.kngf.org Вы можете: •

На главной странице задать вопрос генеральному директору через функцию «ОБРАТИТЬСЯ К ДИРЕКТОРУ»

•

На главное странице «ЗАКАЗАТЬ ЗВОНОК»

•

В разделе «УСЛУГИ» заказать электронную версию каталога

•

В разделе «УСЛУГИ» задать вопрос эксперту по интересующей Вас услуге

•

В разделе «О КомпАнии» совершить «ВИРТУАЛЬНОЕ ПУТЕШЕСТВИЕ ПО ПРЕДПРИЯТИЮ»

ДОБРО ПОЖАЛОВАТЬ НА СТРАНИЦЫ КОМПАНИИ В СОЦИАЛЬНЫХ СЕТЯХ! /oaokngf

/kngf.org

/oaokngf

ГЕОГРАФИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ Главным образом наша деятельность сосредоточена в Западной Сибири. Это богатый нефтегазоносный регион, о котором нам многое довелось узнать за долгие годы исследований. Свой опыт и знания мы с успехом используем в работе с вами. Здесь мы работаем со всеми лидирующими компаниями отрасли:

ОАО «Роснефть» «Роснефть-Пурнефтегаз» «Роснефть-Уватнефтегаз» «Роснефть-Нижневартовскнефтегаз» «Роснефть-Самотлорнефтегаз» «Роснефть-Сибнефтегаз» СП «ЛУКОЙЛ-АИК» ОАО «РИТЭК» «Салым Петролеум Девелопмент» БК «Евразия»

ОАО «НОВАТЭК» ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз» ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» ООО «НОВАТЭК-Ярсаленефтегаз» ООО «ЯРГЕО» ОАО «Ямал-СПГ» ОАО «АРКТИКГАЗ» ООО «АРКТИК СПГ» СП «Ямал-СПГ»

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ТПП «Когалымнефтегаз» ТПП «Повхнефтегаз» ТПП «Лангепаснефтегаз» ТПП «Покачевнефтегаз» ТПП «Урайнефтегаз» ТПП «Ямалнефтегаз»

Чем мы можем быть полезны: Оказываем широкий спектр услуг по геофизическим исследованиям в открытом и обсаженном колонной стволе скважины. Проводим геолого-технологические исследования, испытания скважин, телеметрические измерения, ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование. Осуществляем интерпретацию данных ГИС, а также основные виды перфорационных и прострелочно-взрывных работ. Почему с нами выгодно работать? Особое внимание мы уделяем обеспечению высокого качества услуг, использованию новых технических, технологических и программных достижений. Обращаясь к нам, вы получаете мировой уровень качества по российским ценам. Большинство наших работников имеют высшее и специальное техническое образование. Весь полевой персонал обучен и аттестован по безопасному производству работ в нефтяной промышленности в соответствии с действующими Российскими нормативными документами и инструкциями. Вы можете смело довериться нам.

ФИЛИАЛЫ И ПРЕДСТАВИТЕЛЬСТВА КОМПАНИИ База предприятия расположена в городе Когалым. Имеются филиалы в городах Надым, Урай и подбазы с интерпретационными участками в городах Покачи, Губкинский, Салехард, Уфа. Наличие передвижных складов ВМ, РВ, систем спутниковой связи, комплекта метрологических установок, разборных зданий ремонтно-механического участка позволяет в кратчайшие сроки развернуть выполнение геофизических услуг в любом регионе, в том числе в районах с отсутствием дорог, куда доставка осуществляется вертолетом. ОАО «Когалымнефтегеофизика» предъявляет самые высокие требования к оборудованию, применяемому в производстве. Вся аппаратура рассчитана на эксплуатацию при экстремальных условиях окружающей среды, метрологически поверена, безопасна в эксплуатации и обслуживании, отличается надежностью и обеспечивает качественное выполнение геофизических работ. Наряду с другими видами услуг, компания имеет возможность проводить исследования сверхглубоких скважин, для которых имеется комплект термобаростойкой аппаратуры, выдерживающей температуру окружающей среды до +175˚С и давление до 140МПа. Предприятие имеет лицензии на следующие виды деятельности: •

Ведение промыслово-геофизических исследований скважин на нефтяных, газовых и нефтегазоконденсатных месторождениях, включая производство прострелочных и взрывных работ;

•

Эксплуатация складов взрывчатых материалов;

•

Эксплуатация, транспортирование и хранение радиоактивных источников.

По вопросам сотрудничества просьба обращаться в г. Когалым по адресу: 628481 г. Когалым, ул. Геофизиков, 4. Телефоны: приемная (34667) 4-55-39; факс: (34667) 4-45-48

ДЛЯ РЕШЕНИЯ ВОЗНИКАЮЩИХ ВОПРОСОВ ПРОСИМ ВАС СВЯЗЫВАТЬСЯ С ПРЕДСТАВИТЕЛЯМИ КОМПАНИИ По вопросам оказания услуг Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

+7 (904) 47 72 169

+7 (950) 513 38 57

+7 (904) 47 72 078

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

По вопросам оказания услуг Мустафин Айрат Магатович Зам. ген. директора по развитию +7 (904) 48 17 403 e-mail: mustafin_am@kngf.org

По вопросам проведения работ в ЯНАО

По вопросам проведения каротажа в процессе бурения

Муружев Алихан Абукарович Зам. ген. директора по производству работ в ЯНАО

Натальчишин Анатолий Владимирович Директор ООО «Азимут ИТС»

+7 (904) 47 73 991

+7 (904) 47 73 198 +7 (34667) 4 41 24

e-mail: alixan@kngf.org

e-mail: an@azimuth-its.ru

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Осовский Александр Васильевич Начальник ПТО

+7 (904) 47 70 620

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 47 79 973

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: ptokngf@kngf.org

Борискин Виктор Алексеевич Начальник КИП-1 +7 (902) 82 86 453 e-mail: Boriskin_VA@kngf.org

Приемная: 4-45-39 Факс 4-45-48 E-mail: company@kngf.org

По вопросам проведения производственно-технических работ

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

По вопросам интерпретации ГИС при строительстве скважин

www: kngf.org

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам интерпретации ПГИ при контроле за разработкой Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2 +7 (904) 47 71 466 e-mail: Demidov_KA@kngf.org

По вопросам интерпретации газодинамических и гидродинамических исследований Власов Степан Валерьевич Начальник КИП-3 +7 (960) 39 08 010 e-mail: VlasovSV@kngf.org

ОАО «Когалымнефтегеофизика», Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, г. Когалым, ул. Геофизиков, 4, тел. (34667) 4-45-39, e-mail: company@kngf.org

ООО «Урайнефтегеофизика», г. Урай, проезд 1, подъезд 16, тел. (34676) 4-42-61, e-mail: geo_serv@pip.ru

«Производственная база», Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Губкинский, промзона, панель №8, тел. (904) 47-70-620, e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

«Производственная база», Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Надым, проезд 13, панель Р, тел. (904) 47-70-620, e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

«Представительство», Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Салехард, тел. (904) 47-70-620, e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

«Представительство», Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, г. Новый Уренгой, тел. (904) 47-70-620, e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

«Представительство», Иркутская область, г. Иркутск, ул. 5 Армии 2/1 оф. 708, тел. (914)87-17-105, e-mail: hristolyubov_ae@kngf.org

«Представительство», Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Пушкина, 45/2, офис 1, тел. (34667) 4-45-76, доб. 1244, e-mail: vlasov_sv@kngf.org

1 ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ Технология «СУПЕРКОМБО»: расширенный комплекс исследований за одну спуско-подъемную операцию Технология «КОМБОцементомер»: оценка качества цементирования обсадной колонны за 4-6 часов вместо 12-ти Кросс-дипольная трехмерная акустика Глубинная телевизионная видеосистема Технология Сканер цемента Освоение струйным насосом Технология «Колтюбинг» Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж Промыслово-геофизические исследования РКР: эффективная технология изучения особенностей заводнения коллекторов Технология «МГДИ»: измерение гидродинамических параметров пласта до 7 раз быстрее! Технология непрерывного геофизического контроля работы пластов и оборудования в скважинах, оборудованных ЭЦН Латераль: доставка приборов в горизонтальные скважины со сложной траекторией Технология «МАКС» Исследования скважин с горизонтальным окончанием в необсаженном стволе Исследования скважин с горизонтальным окончанием в обсаженном стволе LWD (LOGGING WHILE DRILLING): Каротаж в процессе бурения Наноэлектрический каротаж через обсадную колонну: уникальный метод оценки нефтегазонасыщенности Высокоразрешающий электрический микроимиджер STAR RCI: прибор гидродинамического каротажа и опробования пластов

17 18 19 22 23 24 26 31 33 39 40 41 43 45 46 47 48 49 51 53

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ «СУПЕРКОМБО»: РАСШИРЕННЫЙ КОМПЛЕКС ИССЛЕДОВАНИЙ ЗА ОДНУ СПУСКО-ПОДЪЕМНУЮ ОПЕРАЦИЮ! Первый отечественный комбинированный прибор, не уступающий зарубежным аналогам, позволяет в несколько раз уменьшить время задалживания скважины при проведении расширенного комплекса исследований. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на водной или нефтяной основе с содержанием NaCl до минерализации соответствующей насыщению, NaOH до 20%, нефти до 10%.

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Стандартный комплекс исследований проводится за одну спуско-подъемную операцию

•

Разведочный комплекс проводится за 2-3 спуско-подъемные операции

•

Значительно снижается время задалживания скважины, связанное с проведением геофизических исследований

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОНОВКИ «CУПЕРКОМБО» Максимальный диаметр исследуемой скважины, мм Минимальный диаметр исследуемой скважины, мм Минимальный диаметр исследуемой скважины без центраторов и отклонителей, мм Максимальный диаметр, мм Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Скорость каротажа, м/ч Длина связки, м Вес связки, кг

311 130 100 90 80 120 800 24,4 470

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОНОВКИ «CУПЕРКОМБО»1 Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Скорость каротажа, м/ч

ТМ-Т-76-120/80

311

2000

Температура, нагрузка

ГК+2ННК+ЛМ (СРК)

130

120

400-800

Гамма-каротаж, Локатор муфт, Нейтрон-нейтронный каротаж

2ГГКп-Т-76-120/80

100

120

400-800

Гамма-гамма плотностной каротаж

4АК-Д

120

1000

Компенсированный акустический каротаж

5ИК-Т-76-120/80

120

1500

5 зондов разноглубинного индукционного каротажа

ИФМ

120

800

Инклинометр ферромагнитный

МК-МБК

800

120

1000

Микрокаротаж, Микробоковой каротаж

Тип прибора

Platform Express – аналог аппаратуры компании Schlumberger

Масса (кг) Методы ГИС

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ «КОМБОЦЕМЕНТОМЕР»: ОЦЕНКА КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ЗА 4-6 ЧАСОВ ВМЕСТО 12! Перед вводом скважины в эксплуатацию необходимо оценить качество цементирования обсадной колонны. Стандартный комплекс исследований требует минимум 12 часов времени. В него входят такие методы как: •

Нейтрон-нейтронный каротаж (ННК);

•

Гамма-каротаж (ГК);

•

Гамма-гамма плотнометрия (СГДТ);

•

Акустическая цементометрия (АКЦ) или сканирующая акустическая цементометрия (МАК-СК);

•

Локатор муфт (ЛМ).

Методы ННК, ГК, СГДТ основаны на измерении радиоактивных полей, что ограничивает возможность увеличения скорости записи, и, как следствие, каротаж занимает значительное количество времени. Традиционно данные работы проводятся за 3 спускоподъемные операции, в результате чего время задалживания скважины составляет не менее 12 часов. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на нефтяной или водной основе.

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Новая технология «Комбоцементомер» позволяет проводить данные исследования за одну спуско-подъемную операцию. Время задалживания скважины сокращается до 4-6 часов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОНОВКИ «КОМБОЦЕМЕНТОМЕР» Максимальный диаметр исследуемой скважины, мм Минимальный диаметр исследуемой скважины, мм Максимальный диаметр, мм Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Скорость каротажа, м/ч Длина связки, м Вес связки, кг

194 130 110 80 120 550 8,775 230

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРЫ И РЕГИСТРИРУЕМЫЕ МЕТОДЫ ТЕХНОЛОГИИ COMBOTOOL КОМБОЦЕМЕНТОМЕР Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Скорость каротажа, м/ч

ГК+2ННК+ЛМ (СРК)

2,850

120

400-800

Гамма-каротаж, Локатор муфт, Нейтрон-нейтронный каротаж

СГДТ

2,425

110

120

1100

Гамма-гамма каротаж

МАК-СК

3,500

100

120

1000

Сканирующая акустическая цементометрия

Тип прибора

Масса (кг) Методы ГИС

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ КРОСС-ДИПОЛЬНАЯ ТРЕХМЕРНАЯ АКУСТИКА1 АВАК-11 Акустический каротаж предназначен для регистрации полного волнового сигнала, фазокорреляционной диаграммы, получения кинематических и динамических параметров продольных, поперечных и Лэмба – Стоунли волн. Измерение кинематических параметров головных упругих волн производится по компенсационной схеме, исключающей влияние скважины. В отличие от обычного акустического каротажа, волновой акустический каротаж – это метод, оперирующий с параметрами не только продольной волны, но и других упругих волн, распространяющихся в скважине. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных любой негазированной промывочной жидкостью на водной или нефтяной основе.

ПРИМЕНЕНИЕ (АВАК-11)1 •

Литологическое расчленение разреза

•

Определение коэффициента и типа пористости пород

•

Расчет модулей упругости горных пород

•

Оценка акустической анизотропии и фильтрационных свойств прискважинной зоны

•

Определение коэффициента анизотропии и направления напряжения вокруг скважины

•

Определение высоты трещины в околоскважинном пространстве после проведения гидроразрыва пласта (ГРП)

Регистрируемые параметры Интервальное время ∆t=t2-t1 Амплитуда волны А1, А2 Затухание α=f (ln А1/А2)

Единицы измерения Микросекунда на метр (мкс/м) Усл. ед. Децибел на метр (дБ/м)

Обозначение прибора АК – акустический каротаж АВАК – аппаратура волнового акустического каротажа

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ АВАК-11 Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Открытый ствол Закрытый ствол Положение в скважине Комбинируемость Тип излучателя Тип приемника Формула измерительного зонда

5,2 90 120 120 (150)* 80 (100)* 260 600 от 120 до 300 центрируется транзитный магнитострикционный пьезокерамический ИМ0.5ИМ1.5ПМ0.5ПМ (ИД1.7ПД0.5ПД)

* термобаростойкое исполнение

DSI – аналог аппаратуры компании Schlumberger

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ АВАК-11 Измерительный зонд включает в себя: блок излучателей и два блока приёмников, разделённых акустическими изоляторами. Блок излучателей содержит три монопольных излучателя ИМ1, ИМ2, ИМ3 и два дипольных в одном поперечном сечении ИД1, ИД2 (кросс-диполь). ИМ1 – кольцевой магнитострикционный, основная частота излучения 20кГц; ИМ2 – поршневой магнитострикционный, основная частота 8кГц, телесный угол диаграммы направленности на уровне 0.5÷60°; ИМ3 - поршневой магнитострикционный, основная частота 2.5кГц, ИД1, ИД2 – пьезокерамические, основная частота излучения 4кГц. Блоки приёмников выполнены идентично, и каждый содержит по одному монопольному приёмнику ПМ1 и ПМ2, и по два дипольных приёмника ПД1 и ПД2 (кросс-диполи).

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ NEW

X-MAC1

X-MAC – прибор полноволнового монопольного, линейного дипольного и поперечного дипольного каротажа, обеспечивающий точность и надёжность измерений для качественной оценки пластов, анализа анизотропии, описания коллекторов и корреляции данных сейсмических исследований. Все данные, необходимые для настоящего и будущего анализа, могут быть получены за один спуск (одновременно). ПРИБОР XMAC F1 ПОЗВОЛЯЕТ ПОЛУЧИТЬ •

Качественные данные скорости продольных и поперечных волн в рыхлых, низкоскоростных пластах (ΔtР>250μс/фут, Δt S>1200μс/фут), где приборы других производителей работают ненадёжно

•

Лучшие в своём классе данные волны Стоунли

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наружный диаметр, мм Длина, м Масса, кг Предел прочности на сжатие/растяжение, кг Вертикальная разрешающая способность, м STC / м FBD Диапазон измеряемых скважины,мм Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, МПа Рекомендуемая скорость каротажа: скорость каротажа при записи Δt, м/ч Рекомендуемая, м/ч Полноволновая запись (монопольная/дипольная), Δt Поперечная дипольная монопольная, Δt

98,6 11 327 20400 1,1 / 0,3 114-533 176 137,9 1830 1100 820 550

Формулы зондов, м (снизу-вверх) Короткий монопольный зонд: И2.6П0.15П0.15П0.15П Длинный монопольный зонд: И3.66П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П Дипольные зонды: И3.12П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П

ХАРАКТЕРИСТИКИ

•

Восемь акустически изолированных приёмников, расположенных на расстоянии 6 дюймов (~0.15м) друг от друга

•

Каждое из восьми монопольных и дипольных измерений в одной секции оправки прибора

•

Линейные и поперечные приёмники поперечных волн на одной глубине

•

Конфигурация приёмника позволяет учесть разность времени вступления в рыхлых пластах

•

Лучшая в своём роде конфигурация приёмника для поперечных дипольных измерений

•

Низкочастотные излучатели (ниже 400Гц), обеспечивающие точные данные поперечных волн без значительной поправки за дисперсию и эффективную работу в низкоскоростных и рыхлых пластах в скважинах большого диаметра

•

Измерение затуханий поперечных волн могут быть получены в диапазоне 1200μс/фут

•

Расположение поперечно-дипольных излучателей обеспечивает точное направление анизотропии

•

Усовершенствованная механическая конструкция изолятора дает увеличенную прочность, меньший угол скручивания и уменьшение помех от прибора

•

Скорость записи полного комплекта данных линейных и поперечно-дипольных, полноволновых монопольных и волн Стоунли составляет 548,64м/час

Sonic Scanner - аналог аппаратуры компании Schlumberger

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ГЛУБИННАЯ ТЕЛЕВИЗИОННАЯ ВИДЕОСИСТЕМА1 Малогабаритный скважинный видеокомплекс (СВК) на оптоволоконном геофизическом кабеле предназначен для визуального контроля технического состояния скважин и видеонаблюдения, записи в реальном масштабе времени процессов, происходящих в скважинах на глубине с давлением до 25МПа и температурой до 80ºС. Типовые условия применения метода Позволяет производить видеосъёмку в скважинах различной конструкции: необсаженных, обсаженных одной или несколькими колоннами, с опущенными насосно-компрессорными трубами (НКТ), оборудованных эксплуатационными фильтрами (и др.), различного заполнения: водой, воздухом или газом.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Исследование призабойной зоны

•

Оценка состояния эксплуатационной колонны

•

Наблюдение за процессами, происходящими в скважине в заданном интервале

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВИДЕО-КОМПЛЕКС СВК-4 •

Позволяет вести прямое видеонаблюдение за процессами, происходящими в скважине

•

Осуществляет регистрацию видеоинформации на жёсткий диск

•

Позволяет регулировать освещённость наблюдаемых объектов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СВК-4 Тип матрицы Разрешение, твл Чувствительность Угол обзора, град. Напряжение питания (постоянное) на головке прибора, В Потребляемый ток, мА без охлаждения ВК с охлаждением ВК с доп. освещением Потребляемая мощность, Вт Давление, не более, МПа Температура, оС Диаметр, мм Длина, не более, мм Масса, кг Код телеметрии Тип кабеля (оптический канал - многомодовое оптоволокно) Длина кабеля, м Операционная система регистрации видеоинформации Скорость записи видеоинформации, кадров/сек

1HawkEye - аналог аппаратуры компании Halliburton

1/3” CCD Ex-view 420, 580 0, 0003 Lux 92-130 150±10 ~ 30 ~ 200 ~ 400 3-40 25 60 (80 max) 42 2500 15 Манчестер-2 КГ (1хМОВ)-20-90 до 5000 Windows XP, Windows 7 25

Обозначение прибора: СВК – скважинный видеокомплекс.

Дефект колонны в виде продольного разрыва с неровными краями, с отсутствием части эксплуатационной колонны около 120 градусов в поперечнике.

Наблюдается муфтовое соединение эксплуатационной колонны.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ NEW

ТЕХНОЛОГИЯ СКАНЕР ЦЕМЕНТА1

Технология ультразвукового сканирования прибором «Сканер цемента» предназначена для оценки технического состояния колонн в условиях применения облегченных цементов, в том числе и пеноцементов. Для этого измеряется затухание преломленной волны и акустический импеданс затрубного пространства по данным отраженной волны. Определяются изменения внутреннего диаметра и толщины колонны, распределения цемента вокруг колонны и зазора между обсадной трубой и цементным камнем в затрубном пространстве. РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Оценка качества цементирования

•

Оценка коррозии, перфорации и нарушений

•

Эксцентриситет колонны

•

Отображение внутренней стенки колонны

•

Толщина и внутренний диаметр колонны

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР: СКАНЕР ЦЕМЕНТА •

Диапазон измерения внутреннего радиуса скважины: 55-110мм ±0,4

•

Диапазон измерения толщины колонны: 6,5-10мм ±0,4

•

Позволяет регулировать освещённость наблюдаемых объектов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наружный диаметр исследуемых колонн, мм Максимальный диаметр (без центраторов), мм Максимальная плотность жидкости, г/см3 Максимальная температура, °С Максимальное давление, МПа Длина, м Масса, кг Частота излучения отраженных волн, Гц Частота излучения преломленных волн, Гц Регистрируемые параметры Акустический импеданс, Мрэйл Внутренний радиус обсадной колонны, мм Толщина колонны, мм

1 2

140-178 922 1,35 120 80 3 70 400 250 Диапазон 0÷10 60÷90 6,5÷10

Isolation Scanner - аналог аппаратуры компании Schlumberger Здесь и далее характеристики указаны для данной комплектации вращающейся головки

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ОСВОЕНИЕ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ Устройство эжекторного исследования скважин УЭГИС-3 предназначено для вызова притока из пласта с целью исследований скважин и воздействия на прискважинную зону пластов, в частности, для месторождений с аномально-низкими пластовыми давлениями и высокой (до одного Дарси) проницаемостью коллекторов. Типовые условия применения метода Струйный насос с вымываемой вставкой предназначен для освоения и интенсификации притока, продолжительной добычи нефти в осложненных скважинных условиях — пескопроявлением, высоким газовым фактором, обводненностью, температурой, с ухудшенными фильтрационными свойствами коллектора, в скважинах наклонно-направленных и искривленных.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Снижение забойного давления и вызов притока из пласта

•

Геофизические исследования на каротажном кабеле в режиме заданных значений депрессий геофизическими приборами, не превышающими по диаметру 43 миллиметров

•

Воздействие на пласт гидроударами

•

Многоцикловые гидродинамические исследования от меньших депрессий к большим с регистрацией забойного давления автономными манометрами

•

Проведение гидродинамических исследований в скважинах на установившихся или неустановившихся режимах

•

Воздействие на пласты гидродинамическими методами, физическими полями с помощью малогабаритных приборов, спускаемых на кабеле в режимах депрессии

•

Удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта при различных химических обработках

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ Технологический процесс УЭГИС-3 состоит в том, что в скважину на НКТ производится спуск следующей компоновки снизу вверх: воронка, хвостовик с автономным манометром, пакер, НКТ 1 трубка, струйный насос, устройство затрубного давления с автономным манометром, НКТ до устья. Насосным агрегатом на поверхности в затрубное пространство (при открытых трубах) закачивают рабочую жидкость (как правило, техническую воду). Рабочая жидкость поступает в сопло. При прохождении рабочей жидкости через сопло на его срезе во всасывающей камере создаётся разрежение, передающееся через всасывающий канал и расположенный в нем обратный клапан в проходной канал, а оттуда – в подпакерное пространство, обеспечивая депрессию на пласт. Под действием созданной депрессии пластовый флюид поступает из пласта через трубы хвостовика и обратный клапан во всасывающую камеру. Во всасывающей камере пластовый флюид захватывается струей рабочей жидкости и через смеситель подаётся в затрубное пространство, а оттуда на поверхность. Величина создаваемого струйным насосом забойного давления определяется скоростью истечения рабочей жидкости через сопло, зависящей от производительности насосного агрегата. Во время запуска струйных насосов в работу контролируют забойные параметры (давление и температуру) и при достижении требуемых значений проводят исследования. При остановке насосных агрегатов обратный клапан закрывается и в объеме под устройством (подпакерном пространстве) сохраняется созданное струйным насосом пониженное давление. Под действием энергии пласта в этом объеме происходит процесс восстановления пластового давления, который можно регистрировать скважинным или автономным прибором, например КВД. Таким образом, УЭГИС-3 позволяет провести весь комплекс геофизических и гидродинамических исследований одним спуском скважинного прибора с герметизирующим узлом.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ПРЕИМУЩЕСТВО •

Рабочий агент (техническая вода) исключает возникновение газовоздушных смесей в скважине

•

Позволяют на протяжении 2-3 минут установить требуемое забойное давление и поддерживать его в течение необходимого времени

•

Конструкция позволяет в процессе освоения проводить исследования или воздействия на пласты малогабаритными приборами и т.д.

•

Снижение давления происходит только в подпакерном интервале, по остальному стволу скважины сохраняется нормальное гидростатическое давление, что полностью исключает возможность выброса или повреждения обсадной колонны

•

Возможность регистрации КВД

•

Регистрация на стабильных режимах притока

•

Предварительное дренирование скважины

•

Возможность достичь высокой депрессии

РАБОТА УСТРОЙСТВА 1 - корпус УЭГИС-3 2 - обратный клапан 3 - сальниковый мехнизм 4 - кабель 5 - кабельная головка 6 - поршень 7 - пружина 8 - переточные каналы 9 - сопло 10 - смеситель 11 - всасывающая камера 12 - всасывающий канал 13 - проходной канал

РАБОТА УРАВНИТЕЛЬНОГО КЛАПАНА Путь поступления пластовой жидкости Путь циркуляции рабочей жидкости Путь перетока рабочей жидкости через уравнительный клапан

1 - НКТ 2 - корпус УЭГИС 3 - пакер 4 - воронка 5 - каротажный кабель 6 - дистанционный прибор 7 - пласт 8 - фонтанная арматура и лубрикатор 9 - фильтр 10 - каротажный подъемник и лаборатория 11 - насосный агрегат 12 - напорная линия (подачи рабочей жидкости) 13 - выкидная линия (подачи смеси рабочей жидкости и пластового флюида из скважины) 14 - линя подачи жидкости в насосный агрегат 15 - замерная емкость 16 - емкость с жидкостью глушения 17 - вспомогательная линия (подачи жидкости глушения в насосный агрегат)

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ «КОЛТЮБИНГ» КОЛТЮБИНГ – самая эффективная технология доставки геофизических приборов с применением гибкой трубы, оборудованной трехжильным геофизическим кабелем, с целью проведения исследований в скважинах с горизонтальным окончанием, в том числе оборудованных компоновкой с изменяющимся внутренним диаметром (хвостовиком с многоступенчатой конструкцией для проведения поинтервального ГРП). Типовые условия применения метода Проведение промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах и скважинах с боковым горизонтальным окончанием с целью: •

Определения работающих интервалов

•

Источников обводнения

•

Оценки технического состояния

•

Расчета гидродинамических параметров

Технология «КОЛТЮБИНГ» – состоит из большого флота ГНКТ. СОСТАВ ФЛОТА ГНКТ •

Установка колтюбинговая МК30Т

•

Насосная установка Н504-10

•

Установка колтюбинговая МК30Т-50

•

Насосная установка СИН-31

•

Установка азотная А100-20

•

Установка азотная А100-50

Транспортное средство для доставки жидкого азота (с прицепом)

•

Узел намотки с колтюбинговой трубой и геофизическим кабелем

•

Кран автомобильный КС-55729-5В

•

Промывочная емкость

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ МК30Т Габаритные размеры не более, мм Длина Ширина Высота Масса полная не более, кг Максимальное тяговое усилие инжектора, кН Скорость перемещения БДТ при СПО, м/с Максимальное давление на устье скважины, МПа Максимальная длина БДТ на барабане, м при диаметре БДТ 38,1мм, толщине стенки 3,4мм при диаметре БДТ 44,45мм, толщине стенки 3,95мм Диаметр БДТ, мм

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ МК30Т-50 15 100 2 550 4 200 59 000 266,7 0,0,15..0,80 70 5500 4100 до 44,45

Габаритные размеры не более, мм Длина Ширина Высота Масса полная не более, кг Максимальное тяговое усилие инжектора, кН Скорость перемещения БДТ при СПО, м/с Максимальное давление на устье скважины, МПа Максимальная длина БДТ на барабане, м при диаметре БДТ 38,1мм при диаметре БДТ 44,45мм при диаметре БДТ 50,8мм Диаметр БДТ, мм

15 200 2 550 4 490 65 000 355 0,015..0,70 70 7000 5500 3800 до 50,8

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ А100-40 Габаритные размеры не более, мм Длина Ширина Высота Масса полная не более, кг Исполнение Рабочее давление, МПа Производительность, м3/мин Чистота производимого газообразного азота, % Ёмкость, м3

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ Н504-10 5 200 2 550 2600 10 000 блочное до 70 до 85 99,9 13

Габаритные размеры не более, мм Длина Ширина Высота Масса полная не более, кг Мощность насоса, кВт (л.с.) Рабочее давление при произв-ти 80л/мин, МПа Производ-ть при рабочем давлении 30МПа, л/мин Теплопроизв-ть подогревателя рабочей жидкости, МВт Мерная ёмкость, л Производительность компрессора, м3/мин Рабочее давление компрессора, МПа

12 000 2 500 4 150 34 000 440(600) 70 750 до 1,0 2x2000 1,87 6,8

ДОСТОИНСТВА КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС В СРАВНЕНИИ С ЖЕСТКИМ КАБЕЛЕМ •

Более высокая вероятность доставки приборов до глубины забоя за счет высокой проходимости, которую обеспечивает большая нагрузка при движении в горизонтальной части

•

Возможность выполнения ГИС под давлением без глушения скважины

•

Проведение ГИС без привлечения бригады КРС

В СРАВНЕНИИ С ЗАБОЙНЫМ ТРАКТОРОМ •

Снижение временных затрат на проведение исследований и непроизводительных простоев скважины за счёт более высокой скорости доставки геофизических приборов

•

Возможность выполнения каротажа в горизонтальных скважинах, оборудованных компоновкой с изменяющимся внутренним диаметром (хвостовиком с многоступенчатой конструкцией для проведения поинтервального ГРП) за счет безмуфтовой гибкой трубы

•

Более низкая вероятность прихвата в скважине за счёт меньшего диаметра инструмента

•

Более высокая вероятность освобождения геофизического прибора и гибкой трубы за счёт жёсткости самой трубы и более высокой нагрузки на инструмент в случае возникновения осложнений в скважине

В СРАВНЕНИИ С ТЕХНОЛОГИЕЙ «ЛАТЕРАЛЬ» •

•

Возможность проведения ГИС под давлением без глушения скважины

•

Проведение ГИС без привлечения бригады КРС

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ АЗОТНАЯ УСТАНОВКА Передвижная азотная криогенная установка, оснащенная криогенным газификатором с максимальной подачей газообразного азота 85м3/мин и максимальным рабочим давлением 70МПа. ТЕХНОЛОГИИ •

Газлифтный способ освоения скважин

•

Газлифт через рабочую колонну ГНКТ

•

Технологии освоения скважин после гидроразрыва пласта (ГРП)

•

Финальная промывка ствола скважины

•

Кислотная обработка призабоиной зоны

•

Промывка ствола скважины после ГРП

ГАЗЛИФТНЫЙ СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН Технология применяется в случае необходимости понижения противодавления на пласт, обусловленного наличием в скважине жидкости для глушения или бурового раствора, оставшегося после выполнения операций бурения или капитального ремонта. Данные работы выполняются при вызове притока в нефтяных и газовых скважинах. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ •

Установка ГНКТ

•

Источник инертного газа

•

Компрессор для закачки азота

•

Сливная емкость (если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины)

•

ПАВ

Диаметр гибкой трубы выбирают чтобы гидравлическое сопротивление трубы и кольцевого канала между ней и колонной лифтовых труб соответствовало требуемому расходу технологической жидкости (или газа), обеспечивающей удаление жидкости глушения. При этом необходимо учитывать дополнительное давление, обусловленное гидравлическим сопротивлением кольцевого канала, воздействующего на продуктивный пласт, поскольку при проведении процесса увеличивается опасность поглощения продуктивным пластом технологической жидкости или газа.

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ Операция предусматривает спуск в полость НКТ гибкой трубы, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. За счет уменьшения плотности жидкости обеспечивается ее подъем и удаление из скважины. В результате снижения гидростатического давления газ (нефть) из продуктивного пласта поступает в скважину. Подъем смеси осуществляется по кольцевому пространству между гибкой трубой и НКТ. Закачку газа начинают сразу или при погружении гибкой трубы не более чем на 100-200м при ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Газ подают с постепенным увеличением подачи до 14-20м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость увеличивают. Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее глушение, то, как правило, это соленая техническая вода или, в худшем случае, глинистый раствор. За счет снижения гидростатического давления на продуктивный пласт начинается приток жидкости (газа), который совместно с газом, закачиваемым через гибкую трубу, интенсифицирует процесс удаления из скважины имевшейся там жидкости. Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину может добавляться ПАВ. После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб будет подниматься пластовая жидкость. Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем трубы. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней. После подъема гибкой трубы до глубины 100-200м, если процесс фонтанирования продолжается, подача газа может быть прекращена.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП) ОСНОВНЫМИ ТРЕБОВАНИЯМИ К ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП) ЯВЛЯЮТСЯ •

Проведение работ по промывке забоя и получению притока пластовых флюидов в минимальные сроки для сокращения времени простоя скважины

•

Быстрое удаление технологических жидкостей и сохранение максимальной проницаемости трещины, созданной при ГРП

•

Максимальное удаление незакрепленных частиц пропанта для понижения уровня выноса механических примесей до значения, близкого к фоновому по месторождению

•

Выполнение работ в стволе скважины на пониженном гидродинамическом давлении без потерь технологической жидкости в пласт во избежание снижения его коллекторских свойств

ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ •

Установка ГНКТ

•

Промывочные жидкости

•

Насосная установка

•

Источник азота

•

Емкости для промывочной и отработанной жидкостей

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ Операция по очистке и азотному газлифту производится за один спуск-подъем рабочей колонны ГНКТ, состоит из трех стадий, и обычно проводится за один спуск-подъем гибкой трубы.

ПРОМЫВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПОСЛЕ ГРП Проводится для очистки зумпфа максимально глубже нижних перфорационных отверстий. Благодаря использованию двухфазных и пенных технологических жидкостей обеспечивается промывка забоя без потери циркуляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 0,3 до 1,0 от гидростатического. При этом достигается хороший вынос твердых частиц на поверхность при прямой циркуляции на относительно малых скоростях закачки даже в обсадных колоннах диаметрами 146, 168, 178 и 194мм и в стволах с большим отклонением от вертикали горизонтальных скважин.

ГАЗЛИФТ ЧЕРЕЗ РАБОЧУЮ КОЛОННУ ГНКТ Проводится до получения стабильного притока чистого пластового флюида и снижения концентрации твердых частиц. Уровень депрессии на пласт может достигать от 70 до 140атм., позволяя тем самым добиться очистки призабойной зоны и заколонного пространства от незакрепленных твердых частиц. Эта операция позволяет исключить необходимость спуска насоса для подъема жидкости, имеющейся в скважине. Длительность газлифтной стадии может составлять 12 часов и более. В качестве газа может быть использован азот или газ из трубопровода.

ФИНАЛЬНАЯ ПРОМЫВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ Промывка проводится до искусственного забоя перед спуском насосного оборудования с целью удаления вынесенных из призабойной зоны и заколонного пространства твердых частиц. Средняя продолжительность работ с применением установки ГНКТ составляет от 2 до 5 суток, включая длительный азотный газлифт (на протяжении 12-16 часов) и ПЗР.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ФРЕЗЕРОВАНИЕ ФРАК-ПОРТОВ И ОСВОЕНИЕ ПОСЛЕ МГРП (МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТОВ) Одна из самых востребованных технологий с применением колтюбинга – освоение после многостадийных ГРП (МГРП). Сущность технологии МГРП заключается в следующем: в горизонтальный ствол спускается компоновка, которая позволяет разделить продуктивный пласт на необходимое количество отсеченных друг от друга пакерами участков. Затем поочередно с помощью шаров открываются циркуляционные клапана и проводятся гидравлические разрывы.После проведения МГРП выполняются следующие операции с использованием колтюбинга: •

Удаление проппанта из компоновки заканчивания;

•

Фрезерование фрак-портов (шаров и седел);

•

Вызов притока из пласта.

КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОИНОЙ ЗОНЫ Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, с целью увеличения его проницаемости. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ •

Установка ГНКТ

•

Емкость для запаса кислоты

•

Установка для кислотной обработки скважин, имеющая специализированный насос

•

Кислота

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ В процессе выполнения данной операции гибкую трубу, при обеспечении непрерывной циркуляции воды, спускают на глубину перфорации. Затем в скважину через нее закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки выполняют при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. В ряде случаев при обработке малопроницаемых пластов процесс закачки жидкости может выполняться в режиме гидроразрыва пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени реакции кислоты с породой продуктивного пласта выкидную задвижку открывают, гибкую трубу приподнимают и начинают операцию по вызову притока. Если обрабатываемый пласт сложен карбонатными породами, в качестве технологической жидкости разрыва может быть использован загущенный раствор соляной кислоты. При этом время выдержки для обеспечения проведения реакции увеличивается. Практика использования установок ГНКТ показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины.

ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОН-НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ Нейтрон-нейтронный каротаж основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотности потоков тепловых нейтронов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Исследования выполняются компенсированными измерительными зондами. Вертикальная разрешающая способность метода - 60см, горизонтальная разрешающая способность метода – 25-45см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое расчленение разреза

•

Определение коэффициента пористостости

•

Определение водосодержания горных пород

•

Выделение газонасыщенных пластов, определение газо-жидкостного контакта

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 2ННК-ГК-ЛМ •

Исследования в скважинах диаметром от 120 до 350мм

•

Диапазон измерения водонасыщенной пористости от 0 до 40%

Одновременная регистрация с ГК и электромагнитной локализацией муфт

•

Использование высокоэффективного унифицированного зонда 2ННКт на базе гелиевых счетчиков СНМ-56 и СНМ-77

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

ПРИБОР 2ННК-73П •

Исследования в скважинах диаметром от 120 до 300мм

•

Диапазон измерения водонасыщенной пористости от 1 до 40%

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Обозначение прибора 2ННК – нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (2-х зондовый)

ПРИБОР 2ННК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Регистрируемые параметры Скорость счета тепловых нейтронов

Единицы измерения Импульс в минуту (имп./мин) (усл.ед.)

При исследовании скважин методом нейтронного каротажа основное значение имеют процессы замедления, диффузии и поглощения тепловых нейтронов. Интенсивность этого процесса определяется, в основном, водородосодержанием исследуемой среды, которое, в свою очередь, прямо пропорционально пористости горных пород. При регистрации ННК в открытом стволе больших диаметров используем децентратор.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Тип прибора

Прибор 2ННК-ГК-ЛМ1

Прибор 2ННК-1Т

Прибор 2ННК-73П

3,35

2,87

2,2

Длина, м Диаметр, мм Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

120

Максимальное рабочее давление, МПа

140

550 750 от 110 до 400 свободное или прижимной транзитный гелиевый плутоний-берилий (Pu-Be) ±[4.2+2.3(40/Кп-1)]

350 550 от 100 до 350 свободное или прижимной транзитный гелиевый плутоний-берилий (Pu-Be) ±[4.2+2.3(40/Кп-1)]

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) М 1:500 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип детектора Тип источника Относительная погрешность измерения, %

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Измерительная установка компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа содержит камеру для размещения ампульного источника быстрых нейтронов (обычно служит смесь Pu+Be; смесь помещена в запаянную стеклянную ампулу) и два гелиевых детектора тепловых нейтронов.

МЕТОД НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА ПО ТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ (ННК-Т) Компенсированный нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении породы потоком быстрых нейтронов от ампульного источника и регистрации потока тепловых нейтронов на двух расстояниях от источника нейтронов. Измеряемые при нейтронном каротаже параметры определяются нейтронозамедляющими и нейтронопоглощающими характеристиками окружающих скважинный прибор породы и скважины. Для условий нефтегазовой геологии на замедление нейтронов особо сильное влияние оказывает наличие в породе водорода, содержание которого в водо- и нефтенасыщенных неглинистых породах пропорционально общей пористости пласта Кп. Поэтому измеряемый при нейтронном каротаже параметр Кп, к принято выражать в единицах пористости стандартной породы – водонасыщенного известняка.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ АППАРАТУРА КОМПЛЕКСНАЯ СКВАЖИННАЯ АГАТ-КГ-42-СТВ-6 ПРИБОР АГАТ-КГ-42-СТВ-6 •

6 сканирующих влагомеров

•

Индукционный осевой резистивиметр

•

6 сканирующих термометров

•

Локатор муфт

•

2 датчика положения в пространстве

•

Манометр

•

2 механических расходомера (полнопроходной и проточный)

•

Термодебитомер

•

Локальный осевой влагомер

•

2 осевых термомера

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОДУЛЯ РВС-42-6В Диапазон индикации влагосодержания 6-ти сканирующих датчиков, % Датчик положения в пространстве угол вращения прибора вокруг своей оси, град. угол наклона, град. Канал измерения расхода в вертикальной колонне диаметром 130мм диапазон измерения, м3/ч пределы допускаемой приведенной погрешности, % порог реагирования, м3/ч Параметры расходомера в горизонтальной колонне диаметром 150мм диапазон регистрации расхода, м3/ч порог реагирования, м3/ч Диапазон измерения температуры, ºС Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения температуры, % Разрешающая способность термометра, ºС Модуль малого расходомера диапазон измерения расхода при вертикальном положении прибора в колонне 130мм, м3/ч

от 0 до 100 360 90 от 0,4 до 60 ±4 0,3 от 2 до 60 1,8 от + 5 до + 120 ±0,4 0,005 от 2 до 100

Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения расхода, %

±4

порог реагирования в горизонтальном положении в колонне 150мм, м3/ч

Длина зонда, мм, не более Диаметр, мм, не более Диаметр раскрытия сканирующих рычагов, мм Масса, кг, не более

1120 42 130 18

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХ. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИСТАВОК К МОДУЛЮ ПМ-42М2 Диапазон измерения температуры, ºС Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения температуры, % Разрешающая способность измерения температуры, ºС, не более Диапазон измерения давления, МПа Порог чувствительности манометра, МПа Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения, % Скорость счета ГК, имп./с Амплитуда выходного сигнала локатора муфт, мВ Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт к сигналу фона неперфорированной трубы Термоиндикация притока, м3/ч Диапазон индикации влагосодержания, %

от 5 до 120 ±0,4 0,005 от 0 до 60 0,005 0,2 500 20 4:1 от 0,1 до 10 от 0 до 100

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРНОГО КОМПЛЕКСА PLT6/9 Комплекс PLT6/9 обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до +125°С и гидростатическом давлении до 60МПа с компьютеризированными каротажными станциями и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 6000м. Способ передачи информации – двунаправленная фазоимпульсная модуляция до 40кБод. Протокол обмена прибора с наземным оборудованием предусматривает контроль ошибок и обеспечивает надежную передачу информации. Все регулировки в приборе осуществляются программно с использованием энергонезависимой памяти. Это позволяет проводить настройку и калибровку без разбора прибора с широкими возможностями автоматизации. Современная элементная база обеспечивает высокую надежность работы в жестких условиях эксплуатации. Прибор PLT6 предназначен для привязки интервалов, прибор PLT9 предназначен для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой. Типовые условия применения метода Предназначен для проведения исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

ПРИБОР PLT6

ПРИБОР PLT9

•

Датчик термометра

•

Датчик термометра

•

Датчик давления

•

Датчик давления

•

Датчик термокондуктивного расходомера

•

Датчик термокондуктивного расходомера

•

Локатор МУФТ

•

Локатор МУФТ

•

Датчик уровня акустических шумов

•

Датчик уровня акустических шумов

•

Датчик уровня естественного гамма-излучения

•

Датчик уровня естественного гамма-излучения

•

Датчик влагомера

•

Резистивиметр

Конструкция обоих приборов предусматривает подключение к себе одного из дополнительных модулей, позволяющих измерять:

•

Расход жидкости PLT- 01

•

Плотность флюида - PLT- 03

•

Водонасыщенную пористость горных пород (2ННК-Т) PLT-02

•

Плотность флюида в межтрубном пространстве: PLT-031

PLT-06.1 МНОГОЗОНДОВЫЙ ИНДИКАТОР СОСТАВА Приставка PLT-06.1 Многозондовый индикатор состава предназначен для исследования вертикальных и горизонтальных скважин с целью определения состава флюида в стволе скважины. Приставка является проходной и может устанавливаться как выше, так и ниже скважинного прибора PLT-9.2. Для определения положения модуля в скважине и зондов относительно модуля в приставке имеются датчик зенитного угла и датчик поворота прибора относительно оси.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ PLT-06.1 Количество зондов Условия эксплуатации Диапазон температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальный диаметр раскрытия, мм Диапазон индикации влажности, % Диапазон измерения зенитного угла, градус Диапазон измерения угла поворота Габаритные размеры Диаметр, мм Длина, мм Масса, кг

6 (12) от -10 до +125 60 154 от 0 до 100 от 0 до 90 от 0 до 360 42 1075 5

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ПРИБОР СОВА-С9ВЛ6-42Т-80 СОСТАВ СБОРКИ •

Расходомер механический (полнопроходный осевой)+расходомер механический (полнопроходный поперечный)

•

Модуль, состоящий из: • Локальный осевой влагомер • Манометр • Термометр осевой • Гамма каротаж • Локатор муфт

•

Индукционный осевой резистивиметр

•

Датчик положения в пространстве

•

6 сканирующих влагомеров

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диаметр с центратором или мех. устройством., мм Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, Па Длина зонда, м Диаметр, м Масса, кг

120 125 80 1,713 42 7,3

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ФАЗОВЫЙ ПРОФИЛЬ При проведении промыслово-геофизических исследований с целью оценки профиля притока основным неразрешимым вопросом было количественное распределение воды, нефти и газа по работающим интервалам. Для решения данной проблемы специалистами разработан программно-методический комплекс «Фазовый профиль». ОСОБЕННОСТИ •

Для построения карты фазового профиля используются данные с мультисенсорного прибора с разнесенными датчиками влагометрии

•

При построении моделей учитывается траектория ствола, конструкция скважины, состав и свойства флюида. Что позволяет применять как для вертикальных, так и горизонтальных скважин с траекториями любой сложности

•

Автоматический алгоритм оценки достоверности получаемых результатов, позволяющий снизить вероятность ошибки интерпретатора

•

Используется индивидуальная калибровочная функция для прибора, что позволяет повысить чувствительность модели

•

6 различных моделей потока, позволяющие смоделировать основные течения флюида в скважине

«Фазовый профиль» позволяет получить количественную характеристику работающих интервалов, т.е. сколько газа, нефти и воды поступает из каждого интервала. Данная информация значительно облегчает планирование и проведение ремонтных работ на скважине при получении не товарного продукта.

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ МОДУЛЯТОР ТЕРМОПОЛЕЙ В СКВАЖИНЕ При проведении промыслово-геофизических работ с целью определения профиля притока или приемистости существует несколько ключевых проблем, которые не позволяют получить 100% результата. 1.

Низкая информативность прямых методов регистрации интервалов притока, таких как механический расходомер или термоиндуктивный дебитомер (СТД), по причине загрязнённости сенсоров в скважине

Отсутствие количественной оценки дебита или приемистость заколонных перетоков

Неоднозначная интерпретация данных

С целью снятия неопределенности, связанной с вышеперечисленными факторами, и повышения информативности исследований разработан программно-методический комплекс «Модулятор температурных полей». Ключевой особенностью данного комплекса является моделирование распределения давления и температуры не только в скважине, но в призабойной зоне и в самом пласте, что позволяет получать наиболее точные результаты. Успешно применяется, как в наклонно-направленных, так и горизонтальных скважинах. «Программно-методический комплекс «Модулятор температурных полей» позволяет уточнить и получить следующие результаты:

Профиль притока/приемистости

Состав притока

Наличие или отсутствие заколонных перетоков

Негерметичность колонны, НКТ, текущего забоя

Количественная оценка работы заколонных перетоков

На качественном уровне можно определить пластовое давление, скин-фактор и проницаемость каждого работающего интервала пласта

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ РКР: ЭФФЕКТИВНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАВОДНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ Методика РКР включает технологию циклических закачек в прискважиную часть пласта водного раствора, меченого короткоживущим радионуклидом Na24, и проведение многократных повторных измерений методом ГК в интервалах локализации индикаторной жидкости. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Повышение достоверности результатов определения профиля приемистости нагнетательных скважин

•

Выявление внутрипластовых и заколонных перетоков, в том числе и в горизонтальных скважинах

•

Определение мест нарушения герметичности колонн, в том числе в интервалах кондуктора и многоколонных систем

•

Определение мест засорения интервала перфорации в комплексе с расходометрией

•

Оценка эффективности гидроразрыва пласта

•

Определение степени выработки коллекторов и источников обводнения

•

Оперативная оценка качества проведения ремонтно-изоляционных работ, работ по выравниванию профиля приемистости, кислотной обработки и других работ, связанных с очисткой призабойной зоны

РКР •

Использование слабоактивных меченых растворов. Обеспечена радиационная безопасность проведения гидродинамических исследований

•

Достижение большей глубинности гамма-каротажа. Повышена достоверность результатов индикаторных исследований

•

Применение в качестве исходного продукта активации доступного химического соединения натрия (Nа2CO3), а также источников нейтронов и скважинной аппаратуры, широко используемых в промысловой геофизике. Обеспечен низкий уровень материальных затрат на реализацию РКР

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ «МГДИ»: ИЗМЕРЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ДО 7 РАЗ БЫСТРЕЕ! При проведении исследований в малодебитных скважинах значительное время занимает измерение кривой восстановления давления. Технология позволяет точнее определить основные характеристики продуктивного пласта по сравнению со стандартными методами. Модуль МГДИ применяется для определения гидродинамических параметров пласта. Предназначен для герметизации внутренней полости колонны НКТ. Использование МГДИ обеспечивает уменьшение подпакерного пространства, что приводит к снижению времени восстановления давления до уровня пластового. Модуль применяется при свабировании с запакерованным межтрубным пространством, прострелочно-взрывных работах на трубах, на депрессии. В скважину опускается на геофизическом кабеле после создания депрессии совместно с комплексным прибором регистрации давления, температуры и др. параметров. Комплексный прибор регистрирует кривую восстановления давления в условиях режима упругой фильтрации. Типовые условия применения метода •

Применяется в обсаженных скважинах, малодебитных, заполненных любой промывочной жидкостью, исследуемых под депрессией

•

Колонна нкт диаметром 73мм и толщиной стенки 5.5мм должна быть оборудована пакером, перекрывающим межтрубное пространство

Технология «МГДИ» позволяет сократить время измерения кривой восстановления давления в 7 раз и более!

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ МГДИ •

Обеспечивает возможность записи КВД без привлечения дополнительного оборудования

•

Позволяет снизить влияние ствола скважины и существенно сократить продолжительность исследований

•

Обеспечивает пропуск прибора в призабойную зону на любом этапе освоения скважины (при наличии в эксплуатационном пакере проходного диаметра 60мм)

•

Максимальный перепад давления в режиме закрытия пакера (распакеровки) составляет 20МПа

Прибор

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Допустимый перепад давления (МПа)

Масса (кг)

МГДИ-54

1,6

100

Обозначение прибора МГДИ — модуль гидродинамического исследования

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ НЕПРЕРЫВНОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАБОТЫ ПЛАСТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН Технология предназначена для непрерывного мониторинга в реальном времени геофизических и технологических параметров работающей скважины, оборудованной УЭЦН, с целью последующего использования получаемой информации для оперативного решения задач по оптимизации нефтедобычи. Также оборудование позволяет установку от одного до трех скважинных четырехканальных геофизических приборов под работающий ЭЦН с передачей геофизических и технологических параметров по силовому кабелю ЭЦН. СОСТАВ АППАРАТУРЫ 1.

Наземный регистратор с блоком сопряжения телеметрии

Блок погружной телеметрии

Скважинные геофизические приборы (1-3 прибора) с встроенными модулями сопряжения телеметрии

АППАРАТУРА КОМПЛЕКСНАЯ СКВАЖИННАЯ ДИСТАНЦИОННАЯ САКМАР-4Д-ЭЦН Типовые условия применения метода Аппаратура предназначена для геофизических исследований многопластовых обсаженных скважин с установкой под ЭЦН

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ Установка одного скважинного геофизического прибора под ЭЦН с погружным блоком телеметрии позволяет производить контроль в реальном времени следующих параметров: •

Температура, давление, оценка суммарного дебита

•

Температура и давление масла в ПЭД

•

Уровень вибрации ПЭД

•

Замер сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН

Исследования многопластовых скважин (установка от одного до трех скважинных геофизических приборов над каждым исследуемым объектом скважины): •

Оценка температуры, давления, оценка дебита по каждому исследуемому объекту

•

Оценки фильтрационных параметров пластов при работе скважины не менее чем на трёх установившихся режимах

•

Температура и давление масла в ПЭД

•

Уровень вибрации ПЭД

•

Замер сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазон измерения температуры, °С Пределы допустимой основной абсолютной погрешности измерения температуры, °С Диапазон измерения давления, МПа Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения, % Диапазон измерения расхода в колонне диаметром 127 мм при угле наклона не более 25°, м3/ч Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения, % Диапазон индикации влагосодержания, %

от 0 до +120 ±0,5 от 0 до 60 ±0,25 от 0,4 до 29 ±4 от 0 до 100

Стабилизированное напряжение питания положительной полярности на входе (на кабельной головке), В Потребляемый ток, мА, не более Время установления рабочего режима после включения, мин., не более Средняя наработка на отказ, ч, не менее Среднее время восстановления, ч, не более Средний срок службы до списания, лет, не менее Диаметр, мм Длина, мм Масса, не более, кг

30±1 120 30 500 8 5 85 1700-2000 40

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ЛАТЕРАЛЬ: ДОСТАВКА ПРИБОРОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ СО СЛОЖНОЙ ТРАЕКТОРИЕЙ Технологический комплекс «Латераль» позволяет производить исследования горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов скважин, длиной ствола до 5000м и длиной условно горизонтального участка до 1000м. Технологический комплекс «Латераль» обеспечивает доставку на серийном грузонесущем геофизическом бронированном кабеле глубинных приборов к забоям горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов скважин при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра (33,42мм). Типовые условия применения метода •

Геофизические исследования в бурящихся скважинах1

•

Геофизические и гидродинамические исследования малогабаритными приборами, спускаемыми через насосно-компрессорные трубы (НКТ), при контроле за разработкой месторождений, в том числе при возбуждении скважин с применением компрессоров

ПРИМЕНЕНИЕ •

Изучение геологического строения площади (месторождения)*

•

Определение литологии пород вскрытого разреза*

•

Выделение коллекторов и их эффективных толщин*

•

Оценка типа коллектора и его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС)*

•

Количественная оценка характера насыщения пластов (К н, К в)*

•

Контроль качества цементирования и технического состояния обсадных колонн

•

Выявление источников обводнения

•

Выявление отдающих и принимающих интервалов

•

Выявление мест затрубной циркуляции

•

Определение текущей и остаточной нефтенасыщенности коллекторов

•

Снятие профилей притока и оценка интервальных дебитов по фазам

ДОСТОИНСТВА

•

100% доставка к забою

•

Использование стандартных систем учета глубин

•

Обеспечение надежной герметизации устья скважины

•

Возможность проведения исследований методом закачки радиоактивных изотопов

В карбонатном разрезе

СОСТАВ КОМПЛЕКСА •

Насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 33мм (движитель и удлинитель)

•

Устройство осуществления электрической связи геофизического прибора с каротажным кабелем («мокрый контакт»)

•

Устройство для крепления колонны труб к геофизическому кабелю (кабельный зажим)

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНОЛОГИЯ «МАКС» Технология «МАКС» позволяет проводить исследования горизонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с радиусом искривления ствола более 50м, длиной ствола до 7000м и длиной условно горизонтального участка до 5000м. Единственным условием при проведении исследований является нахождение устройства бокового ввода кабеля в обсаженной части скважины. Технология «МАКС» обеспечивает доставку геофизических приборов на бурильных трубах. Электрическая связь с комплектом приборов осуществляется через бронированный геофизический кабель. Типовые условия применения метода Геофизические исследования в бурящихся скважинах.

КАРОТАЖ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ (МАКС)

Позволит регистрировать комплекс ГИС стандартными приборами

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В НЕОБСАЖЕННОМ СТВОЛЕ Это стало реальностью! Мы предлагаем безопасно и достоверно провести ГИС в скважинах с любой траекторией. Это возможно благодаря комплексу автономных приборов «МЕМОРИКОМБОТУЛ»1, доставляемых к исследуемой области на буровом инструменте. Единая связка автономных приборов «МЕМОРИКОМБОТУЛ» предназначена для работ в необсаженном стволе. Этот комплекс позволяет выполнять полный спектр ГИС (ГК, НК, ГГКп, ИНКЛ, 5ИК, ПС, АК, ВИКИЗ, 5БК, ДС, ГГКс, ИННК) за один спуск + АКЦ в колонне. ДОСТОИНСТВА ТЕХНОЛОГИИ «МЕМОРИКОМБОТУЛ» •

Экономичность исследования в десятки-сотни раз выше по сравнению с аналогичным комплексом методов ГИС при каротаже в процессе бурения

•

Классический двухзондовый прижимной прибор гамма-гамма плотностного каротажа позволяет получать данные по пористости горных пород с высокой точностью. Его можно использовать даже в условиях применения тяжелых буровых растворов, в отличие от неприжимных приборов предыдущего поколения. Улучшенное метрологическое обеспечение позволяет снизить погрешность определения плотности до 0,02г/см3

•

Разработанная методика инверсии данных многозондового индукционного каротажа позволяет существенно повысить разрешающую способность метода, что обеспечивает уверенную оценку характера насыщения маломощных пластов.

•

Прибор пятизондового бокового каротажа в условиях применения высокоминерализованных буровых растворов имеет существенно меньшее влияние скважины по сравнению с электромагнитными методами, что увеличивает достоверность определения коэффициента нефтегазонасыщения и, соответственно, характера насыщения

•

Новый прибор импульсного нейтрон-нейтронного каротажа позволяет так же качественно измерять нейтронную пористость как и сечение захвата. При этом статистическая погрешность снижена более, чем в 5 раз по сравнению с традиционно применяемыми приборами нейтронного каротажа

БЕЗОПАСНОСТЬ Специальное устройство верхнего модуляпозволяет беспрепятственно деинсталировать источник радиоактивного излучения в случае возникновения аварийных ситуаций. Конструктивной особенностью комплекса является наличие специальных отверстий, позволяющих проводить промывку ствола скважины. Соединение приборов между собой в составе автономного комплекса обеспечивают межмодульные переводники. Часть переводников оснащена шарнирным соединением, обеспечивающим подвижность приборов на угол +5° в направлениях, перпендикулярных оси скважины, что снижает нагрузку на автономный комплекс в местах интенсивного набора угла скважины. Отсутствие химического источника при применении импульсного нейтронного каротажа позволяет снизить риски последствий аварийных ситуаций в условиях тяжелых скважинных условий

Пример комплекса ГК-ДС-ВИКИЗ-НК-ГГКп-АК

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Максимальный диаметр, мм Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Скорость каротажа, м/ч Максимальный диаметр исследуемой скважины, мм Минимальный диаметр исследуемой скважины, мм Компоновка и состав приборов МЕМОРИКОМБОТУЛ беспрепятственно могут быть подобраны под определенные геолого-петрофизические задачи с учётом конкретных технологических условий.

Аналог Compact Well Shuttle (Watherford)

108 60 120 700 350 124

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В ОБСАЖЕННОМ СТВОЛЕ Нередко при цементировании обсадных/технических колонн, хвостовиков горизонтальных скважин и боковых стволов возникают сложности с качественным цементированием из-за больших углов наклона скважин. Впоследствии это может привести к заколонным перетокам жидкости из водоносных интервалов. РЕШЕНИЕ: ТЕХНОЛОГИЯ АГС «ЦЕМЕНТОМЕР» ПОЗВОЛЯЕТ ОПРЕДЕЛИТЬ •

Качество сцепления цементного камня с колонной и породой

•

Расположение оси колонны относительно оси скважины

•

Плотность вещества за колонной

•

Интервалы элементов конструкции колонны скважины

Каротаж новыми автономными приборами обеспечивает 100% доставку приборов к интервалу исследования при оценке качества цементирования. Единая сборка автономных приборов АГС «Цементомер» для работ в обсаженном стволе с целью оценки качества цементирования позволяет выполнять полный комплекс ГИС (АКЦ, СГДТ, ГК, ЛМ, АКЦ-С1) за один спуск.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Максимальный диаметр, мм 110 69 Тип комплекса большой малый Максимальное давление, МПа 60 60 Максимальная температура, °С 120 120 Скорость каротажа, м/ч 600 600 Максимальный диаметр исследуемой колонны, мм 245 127 Минимальный диаметр исследуемой колонны, мм 146 102

БЕЗОПАСНОСТЬ Соединение приборов между собой в составе автономного комплекса обеспечивают межмодульные переводники. Часть переводников оснащена шарнирным соединением, обеспечивающим подвижность приборов на угол +5° в направлениях, перпендикулярных оси скважины, что снижает нагрузку на автономный комплекс в местах интенсивного набора угла скважины.

Пример комплекса АГС «Цементомер»

ДОСТОИНСТВА ТЕХНОЛОГИИ АГС «ЦЕМЕНТОМЕР»

•

Исследования скважин с любым углом наклона скважин.

•

Исследования в широком диапазоне колонн.

•

Сканирующая акустика позволяет охарактеризовать степень контакта по окружности колонны, наличие каналов в цементном камне для прогнозирования перетоков.

•

Наличие нескольких датчиков в приборе гамма-гамма цементометрии позволяет получить данные по характеру заполнения цемента, элементов конструкции колонны, эксцентриситета колонны и фактической плотности затрубного пространства для прогнозирования перетоков.

•

Модуль гамма каротажа и магнитной локации муфт служит для привязки всего комплекса, а также идентификации муфтовых соединений.

Аналог SBT (Baker Hughes)

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ LWD (LOGGING WHILE DRILLING): КАРОТАЖ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ LWD системы служат для обеспечения проводки скважины по проектной траектории, осуществляя контроль искривления, литологии, насыщения и оперативного управления бурением. ПРИМЕНЕНИЕ •

Бурение горизонтальных скважин

•

Глушение открытых фонтанов

•

Бурение боковых стволов

•

Бурение скважин с высокой точностью попадания в локализованные участки залежи

Бурение скважин в нефтеносные пласты с подошвенной водой и пласты с газовой шапкой

•

Вскрытие крутопадающих пластов

•

Бурение в обход осложненных зон

ДОСТОИНСТВА •

Оперативное определение характера насыщения вскрываемых пластов

•

Определение характеристик пористости вскрываемых коллекторов

•

Оперативная корректировка траектории ствола скважины в процессе бурения

•

Высокая точность проводки траектории скважины

•

Оперативная оценка литологии горных пород, вскрытых стволом скважины, на основании естественного гамма-фона

•

Оперативный технологический контроль за режимом бурения

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ •

Гидравлический канал передачи данных

•

Телесистема GEOLINK с возможностью регистрации зенитного угла, положения отклонителя относительно вертикальной плоскости скважины, температуры в скважине, силы гравитационного поля, силы магнитного поля и угла простирания магнитного поля

•

Гамма-канал GEOLINK с возможностью регистрации естественной радиоактивности горных пород

•

Модуль CPR (TRIM) для измерения удельного электрического сопротивления горных пород

•

Модуль определения нейтронной пористости горных пород

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Прибор Geolink CPR

Прибор ННК

Точность измерения, %

Вертикальное разрешение, см

Время записи в память, час

Максимальная температура, °С

±2-5

250

150

Точность измерения, %

Вертикальное разрешение, см

Время записи в память, час

Максимальная температура, °С

±[4,2+2,3х(40/Кп-1)]

Pu+Be с выходом 1*107н/с

250

150

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ НАНОЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ: УНИКАЛЬНЫЙ МЕТОД ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ Метод применяется для определения удельного электрического сопротивления горных пород за стенкой металлической обсадной колонны. Зонд каротажа сопротивлений в обсаженной скважине измеряет разности напряжения, возникающие при протекании приложенного тока по породам вокруг скважины. На обсадную стальную колонну, играющую роль гигантского электрода, через токовые электроды зонда подается ток питания, обратный токовый электрод располагается на поверхности (обычно используется устье колонны соседней скважины). Измерения проводятся поточечно с шагом, определяемым геологическими условиями. При спуске прибора и переходе с точки на точку рычаги с электродами находятся в закрытом состоянии. Открытие, закрытие и прижим электродов в стенку колонны обеспечиваются механизмом с электродвигателем. Глубинность исследований 1-10м. Прибор работает совместно с каротажной станцией «Тверца» и с 4-х или 7-жильным бронированным геофизическим кабелем. Типовые условия применения метода •

Применяется в скважине, обсаженной металлической колонной с наружным диаметром 146 или 168мм, пустой или заполненной промывочной жидкостью

•

Каротаж проводится в поточечном режиме измерения

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Большой радиус исследований (1-10м) минимизирует влияние ближней зоны

•

Полученные данные легки для понимания и интерпретации

•

Безальтернативное определение текущего насыщения в низкопористых коллекторах

•

Естественный временной замер (сравниваются сопоставимые величины)

•

Показания не зависят от свойств жидкости в стволе скважины

•

Качество цементирования слабо влияет на измеряемый параметр

•

Точные замеры УЭС в обсаженном стволе, хорошая сходимость результатов в различных скважинных условиях

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Определение текущего насыщения пластов с более высокой точностью по сравнению с ядернофизическими методами

•

Контроль заводнения пласта периодическими замерами с определением положения водонефтяного контакта и текущего нефтенасыщения (Кн тек)

•

Определение текущего насыщения в низкопористых коллекторах

•

Изучение геоэлектрических свойств и оценка насыщенности перспективных пластов, пропущенных при исследованиях в открытом стволе, поиск новых объектов в транзитных участках скважины

•

Определение невыработанных запасов в интервалах перфорации

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ1 Диаметр корпуса прибора, мм Длина в сборе, мм Масса прибора, кг, не более Количество электродов всего/измерительных, шт. Время каротажа на точку, мин., не более Диапазон рабочей температуры, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Диапазон регистрации удельного электрического сопротивления, Ом*м Время раскрытия (закрытия) рычагов, сек., не более Потребляемая мощность в режиме регистрации, Вт, не более Потребляемая мощность в режиме раскрытия/закрытия рычагов, Вт, не более Ток питания привода постоянный при U≤200В, А, не более Ток питания зондовой установки постоянный при U≤300В, А, не более Глубинность горизонтов исследования, м

CHFR - аналог аппаратуры компании Schlumberger

89 5200 75 5/3 2-4 от -10 до 120 100 от 0 до 150 20 2500 1000 5 8 2-10

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ МИКРОИМИДЖЕР STAR Электрический микроимиджер STAR позволяет получить высокоразрешающее электрическое изображение стенки скважины, по которому можно выделить напластования пород, разломы, интервалы трещиноватости, косой слоистости пород, а также вывалов стенок скважины и техногенных трещин, возникающих в процессе бурения. Типовые условия применения метода Исследования пластов выполняются в проводящих буровых растворах, в том числе сильно соленых.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Анализ структурных углов падения

•

Анализ системы трещиноватости

•

Анализ условий осадконакопления

•

Фациальный анализ

•

Анализ разломов и несогласий

•

Анализ напряжений и прочности ствола скважины

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР STAR •

Независимая шестирычажная конструкция и силовой отклонитель обеспечивают оптимальный контакт 144 сенсоров со стенкой скважины, даже в горизонтальных стволах, и дают керноподобное изображение ствола скважины по данным электрического сопротивления с вертикальной и азимутальной разрешающей способностью 5мм

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ1 Длина прибора, м Диаметр прибора, мм Вес прибора, кг Максимальная температура, °С Максимальное давление, МПа Максимальная скорость каротажа, м/ч Измеряемый диаметр скважин, мм Угол отклонения ствола скважины, град Сопротивление промывочной жидкости, Ом Способ передачи данных Количество рычагов / датчиков Охват ствола скважины диаметром 203мм, % Предел прочности при сжатии/растяжении, кг Частота записи, сигнала/м

FMI - аналог аппаратуры компании Schlumberger

9,7 133 310 177 138 275 152-533 0-90 0,01-10 кабель/трубы 6 рычагов по 24 датчика на каждом (144 датчика) 59,5 16 330 393

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ RCI (RESERVOIR CHARACTERIZATION INSTRUMENT): ПРИБОР ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КАРОТАЖА И ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ Метод определения коллекторских свойств является эффективным экономичным методом отбора качественных проб пластовых флюидов с их минимальным загрязнением и обеспечивающим точные замеры пластовых давлений. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных любым раствором.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Построение профиля давления

•

Определение мобильности/проницаемости

•

Определение характера насыщения и свойств пластового флюида

•

Прогноз газового фактора

•

Отбор представительных «чистых» проб, в том числе PVT

•

Мини-ИПТ

•

Мини-ГРП

ПРЕИМУЩЕСТВА RCI Экономичный отбор множественных проб при:

•

Оценка флюидов внутри скважины в реальном времени

•

Оптимальном отборе флюида

•

Высокая точность замеров давления

•

Минимальном загрязнении

•

Большой объем проб (840см3 в каждой емкости)

•

Сохранении проб в условиях, соответствующих пластовым

•

Максимальное количество проб за 1 СПО – 12

•

Модульная конструкция, обеспечивающая широкий диапазон условий отбора проб и замеров давления

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Максимальная рабочая температура, °С

35* 121* 811* 177

Максимальное рабочее давление, МПа

138

* Метод ПС входит в состав указанной в таблице аппаратуры

Одиночный пакер

ГОРЯЧАЯ 20-КА УСЛУГ МОДУЛИ RCI ГИРОМОТОР

ЭЛЕКТРОНИКА ГИДРОМОТОРА

•

Внешний диаметр 116,8мм

•

Внешний диаметр 111мм

•

Длина 3,3м

•

Длина 1,13м

•

Масса 113кг

•

Масса 45кг

ОДИНОЧНЫЙ ПАКЕР

ДВОЙНОЙ ПАКЕР

•

Внешний диаметр 121мм

•

Внешний диаметр 116,8мм

•

Длина 2,91м

•

Длина 3,3м

•

Масса 155кг

•

Масса 113кг

БОЛЬШОЙ И МАЛЫЙ НАСОСЫ •

Внешний диаметр 121мм

•

Внешний диаметр 121мм

•

Длина 2,41м (большой); 2,35м (малый)

•

Длина 3,94м

•

Масса 113кг

•

Масса 127кг

АНАЛИЗАТОР ФЛЮИДА СТАБИЛИЗАТОР НАПРЯЖЕНИЯ

Двойной пакер

MDT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

УСЛУГИ ПРИ ДОРАЗВЕДКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ – ВЕРТИКАЛЬНОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ ПРОФИЛИРОВАНИЕ

Услуги при доразведке месторождений Вертикальное сейсмическое профилирование

СПЕЦИАЛИСТЫ

Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

Соболев Николай Листратович Начальник экспедиции ВСП

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 72 078

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

+7 (902) 69 20 940 +7 (34667) 4 42 55 e-mail: Sobolev_NN@kngf.org

Услуги при доразведке месторождений Вертикальное сейсмическое профилирование

Вертикальное сейсмическое профилирование позволяет изучать геологическое строение и физические свойства околоскважинного пространства на основе анализа волн различных типов – продольных, поперечных, обменных, с использованием спектральных характеристик этих волн, скоростей их распространения, затухания, пространственной поляризации, характера анизотропии горных пород. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью.

СКВАЖИННАЯ ЦИФРОВАЯ АППАРАТУРА ВСП (АМЦ-ВСП-3-48) ДОСТОИНСТВА •

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Практически полностью устранено влияние на сейсмограмму поверхностных волн, так как сейсмоприемники обычно расположены ниже области их регистрации

•

Первые вступления на сейсмограмме дают первое приближение истинной кинематической модели среды

•

Сигнал от возбуждения наблюдается в среде, а не на поверхности, что позволяет оценить и учесть его форму

•

Возможность точной увязки данных ГИС с данными наземной сейсморазведки

•

Изучение скоростной характеристики разреза

•

Стратиграфическая привязка волнового поля отраженных волн к опорным горизонтам и продуктивным пластам во вскрытом геологическом разрезе

•

Выявление разрывных нарушений (в том числе малоамплитудных) и латеральных изменений литолого-фациальных свойств пластов

•

Уточнение структурных характеристик целевых интервалов разреза в околоскважинном пространстве

•

Прогнозирование геологического строения ниже забоя скважины

•

Прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОРА АМЦ-ВСП-3-48 •

Обеспечивает проведение работ всеми способами скважинной сейсморазведки и модификациями ВСП (НВСП и др.)

•

Частотный диапазон измерительных каналов 12,5-250Гц

•

Период дискретизации составляет 0,5мс; 1мс; 2мс; 4мс

•

Демультиплексированные данные записываются в форматах СЦС-3, SEG-Y

•

В составе аппаратуры приборы: скважинные трехкомпонентные, наземный блок управления и регистрации, блок наземных контрольных сейсмоприемников

•

Возможность работы с любыми импульсными источниками возбуждения

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Прибор АМЦ-ВСП-3-481

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Динамический диапазон каналов (дБ)

Масса (кг)

1,25

48 (51)

120

100

150

10,5

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ При проведении ВСП пункты приема сигнала расположены в скважине и смещаются по вертикали, занимая различные положения по глубине. Возбуждение сейсмического сигнала происходит с поверхности Земли и может осуществляться различными типами источников.

VSI – аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при доразведке месторождений Вертикальное сейсмическое профилирование

Интерпретация результатов ВСП

Регистрируемое волновое поле ВСП

Геофизические характеристики разреза

Сопоставление данных ВСП и ОГТ

Прогнозирование разреза ниже забоя

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

Технология «СУПЕРКОМБО» Технология «Комбоцементомер» МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) Метод определения естественной радиоактивности горных пород (ГК – гамма-каротаж) Метод гамма-спектрометрии Метод нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т) Метод плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П) Метод литолого-плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-ЛП) Метод спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) Метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) Акустические методы (АК-73ПМ, 4АК-Д, АВАК-11) X-MAC Ядерно-магнитный томографический каротаж Высокоразрешающий электрический микроимиджер STAR МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД Метод бокового каротажного зондирования (БКЗ+БК) Метод двойного бокового каротажа (2БК) Метод микрокаротажного зондирования (МКЗ) Метод индукционного каротажного зондирования (ИКЗ) Метод высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) RCI: прибор гидродинамического каротажа и опробования пластов МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Магнитная инклинометрия Гироскопическая инклинометрия Непрерывный гироскопический инклинометр GYROTRACER DIRECTIONAL Кавернометрия – профилеметрия Термометрия ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН Акустическая цементометрия Гамма – гамма цементометрия – дефектоскопия Электромагнитный дефектоскоп Трубная профилеметрия Акустический цементомер при различных режимах работы скважины Глубинная телевизионная видеосистема Акустический сканер-телевизор (АСТ) Сканер-цемента

62 63 64 66 67 69 71 73 75 77 79 80 82 83 85 87 87 90 92 95 97 99 101 101 103 105 107 109 110 110 112 115 117 119 121 123 126

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 72 078

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

По вопросам оказания услуг

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

Борискин Виктор Алексеевич Начальник КИП-1

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 47 70 620

+7 (902) 828 64 53

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

e-mail: Boriskin_VA@kngf.org

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

По вопросам интерпретации

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ТЕХНОЛОГИЯ «СУПЕРКОМБО» Первый отечественный комбинированный прибор, не уступающий зарубежным аналогам, позволяет в несколько раз уменьшить время задалживания скважины при проведении расширенного комплекса исследований. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на водной или нефтяной основе с содержанием NaCl до минерализации соответствующей насыщению, NaOH до 20%, нефти до 10%.

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Стандартный комплекс исследований проводится за одну спуско-подъемную операцию

•

Разведочный комплекс проводится за 2-3 спуско-подъемные операции

•

Значительно снижается время задалживания скважины, связанное с проведением геофизических исследований

311 130 100

Максимальный диаметр, мм

Максимальное давление, МПа Максимальная температура, °С Скорость каротажа, м/ч Длина связки, м Вес связки, кг

80 120 800 24,4 470

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРЫ И РЕГИСТРИРУЕМЫЕ МЕТОДЫ ТЕХНОЛОГИИ СУПЕРКОМБО1 Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max Р (МПа)

Скорость каротажа, м/ч

ТМ-Т-76-120/80

1900

120

2000

Температура, нагрузка

ГК+2ННК+ЛМ (СРК)

2850

120

400-800

Гамма-каротаж, Локатор муфт, Нейтрон-нейтронный каротаж

2ГГКп-Т-76-120/80

3300

120

400-800

Гамма-гамма плотностной каротаж

4АК-Д

4400

120

1000

Компенсированный акустический каротаж

5ИК-Т-76-120/80

3400

120

1500

5 зондов разноглубинного индукционного каротажа

ИФМ

3215

120

800

Инклинометр ферромагнитный

МК-МБК

3400

120

1000

Микрокаротаж, Микробоковой каротаж

Тип прибора

Platform Express - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Масса (кг) Методы ГИС

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ТЕХНОЛОГИЯ «КОМБОЦЕМЕНТОМЕР» Перед вводом скважины в эксплуатацию необходимо оценить качество цементирования обсадной колонны. Стандартный комплекс исследований требует минимум 12 часов времени. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на нефтяной или водной основе.

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Новая технология «Комбоцементомер» позволяет проводить данные исследования за одну спуско-подъемную операцию. Время задалживания скважины сокращается до 4-6 часов.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОНОВКИ «CУПЕРКОМБО» Максимальный диаметр исследуемой скважины, мм Минимальный диаметр исследуемой скважины, мм Максимальный диаметр, мм Максимальное давление, МПа

194 130 110 80

Максимальная температура, °С Скорость каротажа, м/ч Длина связки, м Вес связки, кг

120 550 8,775 230

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРЫ И РЕГИСТРИРУЕМЫЕ МЕТОДЫ ТЕХНОЛОГИИ COMBOTOOL КОМБОЦЕМЕНТОМЕР Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max Р (МПа)

Скорость каротажа, м/ч

ГК+2ННК+ЛМ (СРК)

2,850

120

400-800

Гамма-каротаж, Локатор муфт, Нейтрон-нейтронный каротаж

СГДТ

2,425

110

120

1100

Гамма-гамма каротаж

МАК-СК

3,500

100

120

1000

Сканирующая акустическая цементометрия

Тип прибора

Масса (кг) Методы ГИС

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ (ПС) Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) основан на изучении естественного электрического поля. Основной причиной возникновения электродвижущей силы самопроизвольной поляризации (ПС) является наличие в скважине и около нее диффузионных, диффузионно-адсорбционных и фильтрационных потенциалов, которые возникают в результате разности концентраций солей в пластовой воде и промывочной жидкости. Максимальная вертикальная разрешающая способность метода – 40см. Типовые условия применения метода •

Применяется в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе с содержанием NaCL до минерализации соответствующей насыщению, NaOH до 20%, нефти до 10%

•

Информативность метода ПС снижается с увеличением минерализации раствора

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое и стратиграфическое расчленение разреза

•

Выделение пластов-коллекторов в комплексе с другими геофизическими методами

•

Корреляция разрезов скважин

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ЭК-Т-73, ЭК73-2М, ЭК-1Т •

Предназначен для измерения кажущегося удельного сопротивления (КС), потенциала самопроизвольной поляризации (ПС), градиентов потенциала самопроизвольной поляризации (АПС) и сопротивления промывочной жидкости (резистивиметрия – РС)

•

Кажущееся удельное сопротивление измеряется методами бокового каротажного зондирования (БКЗ) и трехэлектродного бокового каротажа (БК-3)

•

Диапазон измерения удельного электрического сопротивления: 0,2-1000Ом*м

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

ПРИБОР ЭК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

Обозначение прибора ЭК – электрический каротаж Т – термобаростойкий

Регистрируемые параметры Потенциал ПС

Единицы измерения Милливольты (мВ)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ПОТЕНЦИАЛОВ САМОПРОИЗВОЛЬНОЙ ПОЛЯРИЗАЦИИ (ПС) Принцип измерения потенциала самопроизвольной поляризации UПС в скважине предельно прост. Он сводится к замеру разности потенциалов между электродом М, расположенного на изолированном основании (например, среди электродов БКЗ), который перемещается по стволу скважины, и удаленным неподвижным электродом N, опущенным в ёмкость с промывочной жидкостью на дневной поверхности. Электроды М и N изготавливают из свинца для исключения влияния на измеряемую величину нестабильной электродной разности потенциалов. Потенциал электрода N постоянный, поэтому диаграмма ПС отражает изменение потенциала электрического поля электрода М по глубине скважины. Точка записи ПС совпадает с положением электрода М. Регистрацию потенциалов ПС выполняют одновременно с любыми другими измерениями без ограничений. Форма диаграммы ПС определяется изменением диффузионно-адсорбционной активности пород по стволу скважины, т. е. фактически глинистостью пород. Ограничением метода является раствор на непроводящей основе, раствор на водной основе должен отличаться от пластовой воды по минерализации более, чем в 3-5 раза.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ* Тип прибора Длина, м

Прибор ЭК-Т-73-120/80

Прибор ЭК-1Т

Прибор ЭК73-2М

19,85

21,87

19,85

Диаметр, мм

Масса, кг

110

156

110

Максимальная рабочая температура, °С

120

180

125

Максимальное рабочее давление, МПа

140

100

1800

от 110 до 350 свободное транзитный

0,2 - 200 0,2 - 400 0,2 - 1000 0,2 - 5000 0,2 - 5000 0,2 - 1000 0,2 - 200 0,2 - 20000 0,05 - 5 5+20/ρк

0,2 - 1000 0,2 - 5000 0,2 - 5000 0,2 - 5000 0,2 - 5000 0,2 - 5000 0,2 - 1000 0,2 - 20000 0,03 - 20 5+20/ρк

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Диапазон измерения, Ом*м зонд A0.4M0.1N зонд A1M0.1N зонд A2M0.5N зонд A4M0.5N зонд A8M1N зонд N0.5M2A зонд N6M0.5A зонд БК-3 Резистивиметр Относительная погрешность измерения, %

* Метод ПС входит в состав указанной в таблице аппаратуры.

AIT – аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ* Тип прибора Длина, м Диаметр, мм

ЭК-ВР

3,75

14,88

320

Максимальная рабочая температура, °С

120

1800

1500

от 110 до 350 свободное/с центраторами транзитный

от 110 до 350 с отклонителями транзитный 1 - 200

2,97 1,82 1,23 0,72 -

2,97 1,82 1,23 0,72 0,4

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Радиус исследования зонд 3И2.05 зонд 3И1.26 зонд 3И0.85 зонд 3И0.5 зонд 3И0.3 Рабочие частоты, МГц Диапазон измерения, Ом*м Относительная погрешность измерения, %

* Метод ПС входит в состав указанной в таблице аппаратуры.

Прибор 5ИК-Т-761

Масса, кг Максимальное рабочее давление, МПа

Прибор 4ИК-Т-76

AIT – аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД (ГК – ГАММА-КАРОТАЖ) Гамма-каротаж (ГК) — один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. Основан на измерении естественной радиоактивности горных пород, обусловленной, в основном, изотопами уранового 238U – 214Bi (RaC), ториевого 232Th – 228Ac и 208Tl рядов, а также изотопом калия (40К). Вертикальная разрешающая способность метода – 80см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см. Типовые условия применения метода •

Определение / уточнение фильтрационно-емкостных свойств

•

Определение / уточнение минерального состава пород

•

Привязка к разрезу по глубине;

•

Используется при работе с «меченой» жидкостью (РКР) для определения заколонных перетоков

•

Используется при работе с радиоактивными изотопами для выявления радиоактивных и нерадиоактивных руд, нерадиоактивных минералов, включая угольные пласты

ДОСТОИНСТВА

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

•

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

•

Применяется в комбинации со многими методами

•

Коррелируется с кривыми ПС

•

Имеет высокое разрешение по вертикали

•

Литологическое и стратиграфическое расчленение разреза

•

Выделение тектонических элементов

•

Качественная и количественная оценка глинистости пород

•

Корреляция разрезов скважин

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 2ННК+ГК+ЛМ, ГК+2ННК+АЛМ-Т-76-120/80 •

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 350мм (для прибора 2ННК+ГК+ЛМ)

•

Прибор является проходным, что позволяет соединять другие скважинные модули и сверху, и снизу

•

Диапазон измерения гамма-излучения: 0-250мкР/ч

•

Одновременная регистрация с ННК и электромагнитной локацией муфт

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

Обозначение прибора 2ННК – нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (2-х зондовый) ГК – гамма-каротаж ЛМ – локатор-муфт

Регистрируемые параметры Интенсивность естественного гамма-излучения

Единицы измерения Микрорентген в час (мкР/ч)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИБОР ГК-73П1

ПРИБОР ГК-1Т

•

Исследования в скважинах диаметром от 110 до 350мм

•

Диапазон измерения гамма-излучения: 0-250мкР/ч

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ* Тип прибора

Прибор ГК-73П11

Прибор ГК-1Т

Прибор 2ННК+ГК+ЛМ2

Длина, м

2,5

2,4

3,1

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

120

Максимальное рабочее давление, МПа

140

100

550 350 от 110 до 350 свободное транзитный NaI(Tl)

550 350 от 120 до 450 свободное транзитный NaI(Tl)

750 550 от 110 до 350 свободное транзитный CsI(Na)/NaI(Tl)

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:500 (детальных исследований) М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип детектора

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ ГК Скважинный прибор содержит электронный блок, телесистему и сцинтилляционный детектор гамма-излучения с фотоэлектронным умножителем. Сцинтилляционный детектор (счетчик) включает в себя собственно сцинтиллятор, в качестве которого используется кристалл NaJ (или CsJ) активированный кадмием, и фотоэлектронный умножитель (ФЭУ). Последний состоит из стеклянной колбы с расположенными в ней фотокатодом, к которой приложена разность потенциалов U порядка 1500B.

МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД (ГК – ГАММА-КАРОТАЖ) Гамма-каротаж изучает естественное поле γ-квантов, обусловленное естественной радиоактивностью горных пород, пройденных скважиной. Содержание U, Th, 40К в осадочных породах определяется физико-химической обстановкой в которой проходило накопление осадков, вторичными процессами выщелачивания и переноса изотопов. Таким образом основным фактором, определяющим γ-активность породы является содержание радиоактивных элементов. Чем меньше размеры частиц горной породы, тем выше ее удельная поверхность. Чем выше удельная поверхность горных пород, тем больше ее адсорбирующая способность, тем большее количество радиоактивных частиц адсорбируется на скелете породы. Наиболее мелкие частицы характерны для глинистой – пелитовой фракции. Таким образом, в осадочных горных породах максимальная радиоактивность связана с глинистостью. Радиоактивность большинства коллекторов, представленных карбонатами и песчаниками, сильно зависит от глинистости. Чем больше глинистость коллектора, тем выше его γ-активность. Также как и в методе ПС увеличение показаний ГК связано с увеличением глинистости породы. Физические основы методов ПС и ГК разные, а характер зависимости показаний методов одинаковый. С увеличением глинистости породы растут показания метода.

1 2

SGT - аналог аппаратуры компании Schlumberger HGNS - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ГАММА-СПЕКТРОМЕТРИИ Спектрометрический гамма – каротаж основан на регистрации гамма-излучения естественно-радиоактивных элементов в скважине, анализе его энергетического спектра и определении массового содержания радиоактивных элементов в пересеченных этой скважиной горных породах. Основными естественнорадиоактивными элементами, участвующими в формировании полей гамма-излучения в условиях измерения в скважинах, являются изотопы уранового 238U – 214Bi (RaC), ториевого 232Th – 228Ac и 208Tl (ThC) рядов, а также изотоп калия (40К). Вертикальная разрешающая способность метода - 80 см, горизонтальная разрешающая способность метода - 40см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Детальная стратиграфическая корреляция разрезов

•

Выделение отдельных литотипов пород

•

Оценка глинистости пород

•

Определение минерального состава глин

•

Данные СГК могут использоваться для учета влияния глинистости и минерального состава глин на показания отдельных методов ГИС или участвовать совместно с их данными при определении пористости пластов и литологии

•

Выделение обводненных зон в эксплуатационных скважинах

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР СГК-1024ТП •

Исследования в скважинах диаметром не менее 100мм

•

Диапазон измерения массового содержания урана 0,5-200ppm, тория 0,5-200ppm, калия 0,1-20% (для модуля СГК-ТП)

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

ПРИБОР СГК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

•

Диапазон измерения массового содержания урана 0,3-200ppm, тория 0,3-200ppm, калия 0,2-20%

Обозначение прибора СГК – спектрометрический гамма-каротаж Т – термобаростойкий

Регистрируемые параметры Содержание калия (К) Содержание тория (Th) Содержание урана (U)

Единицы измерения процент % ppm (частей на миллион) ppm (частей на миллион)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Тип прибора

Прибор СГК-ТП1

Прибор СГК-1Т

1,66

2,59

Длина, м Диаметр, мм Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

125

175

Максимальное рабочее давление, МПа

140

110 от 110 до 350 свободное транзитный CsI(Na)

110 от 110 до 350 свободное транзитный NaI(Tl)

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип детектора

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ ГК Скважинный прибор содержит электронный блок, телесистему и сцинтилляционный детектор гамма-излучения с фотоэлектронным умножителем. Сцинтилляционный детектор (счетчик) включает в себя собственно сцинтиллятор, в качестве которого используется кристалл NaJ (или CsJ) активированный кадмием, и фотоэлектронный умножитель (ФЭУ). Последний состоит из стеклянный колбы с расположенными в ней фотокатодом, к которой приложена разность потенциалов U порядка 1500B.

NGS - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА ПО ТЕПЛОВЫМ НЕЙТРОНАМ (ННК-Т) Нейтрон-нейтронный каротаж основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотности потоков тепловых нейтронов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Исследования выполняются компенсированными измерительными зондами. Вертикальная разрешающая способность метода - 60см, горизонтальная разрешающая способность метода – 25-45см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое расчленение разреза

•

Определение коэффициента пористостости

•

Определение водосодержания горных пород

•

Выделение газонасыщенных пластов, определение газо-жидкостного контакта

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 2ННК-ГК-ЛМ •

Исследования в скважинах диаметром от 120 до 350мм

•

Диапазон измерения водонасыщенной пористости от 0 до 40%

Одновременная регистрация с ГК и электромагнитной локализацией муфт

•

Использование высокоэффективного унифицированного зонда 2ННКт на базе гелиевых счетчиков СНМ-56 и СНМ-77

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

ПРИБОР 2ННК-73П •

Исследования в скважинах диаметром от 120 до 300мм

•

Диапазон измерения водонасыщенной пористости от 1 до 40%

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Обозначение прибора 2ННК – нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (2-х зондовый)

ПРИБОР 2ННК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Регистрируемые параметры Скорость счета тепловых нейтронов

Единицы измерения Импульс в минуту (имп./мин) (усл.ед.)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Тип прибора

Прибор 2ННК-ГК-ЛМ1

Прибор 2ННК-1Т

Прибор 2ННК-73П

3,35

2,87

2,2

Длина, м Диаметр, мм Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

120

Максимальное рабочее давление, МПа

140

550 750 от 110 до 400 свободное или прижимной транзитный гелиевый плутоний-берилий (Pu-Be) ±[4.2+2.3(40/Кп-1)]

350 550 от 100 до 350 свободное или прижимной транзитный гелиевый плутоний-берилий (Pu-Be) ±[4.2+2.3(40/Кп-1)]

CNT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ПЛОТНОСТНОГО ГАММА-ГАММА КАРОТАЖА (ГГК-П) Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П) основан на регистрации плотности потока гамма-излучения, рассеянного горной породой при ее облучении стационарным источником гамма-квантов. Метод предназначен для измерения объемной плотности горных пород. Исследования выполняются компенсированными измерительными зондами. Вертикальная разрешающая способность метода - 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 15см. Глубинность исследования составляет 10-20см. Типовые условия применения метода •

Скважины необсаженные, вертикальные и наклонные, заполненные промывочной жидкостью любого состава

•

Возможность увеличения скорости записи в случае использования мощного источника гамма квантов типа ИГИЦ 4-3

ПРИМЕНЕНИЕ •

Детальное литологическое расчленение разреза

•

Определение объемной плотности пород

•

Определение коэффициента пористостости

•

Стратиграфические исследования

•

Определение / уточнение фильтрационно-емкостных свойств

•

Определение / уточнение минерального состава пород

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 2ГГКП-Т76, СГП-73 •

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 350мм

•

Диапазон измерения объемной плотности: 1,7-3,0г/см3

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент. При работе укомплектовывается шарнирными соединениями для обеспечения надежного прижатия

ПРИБОР 2ГГК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

•

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 350мм

•

Диапазон измерения объемной плотности: 1,7-3,0г/см3

•

Обозначение прибора ГГКП – гамма-гамма плотностной каротаж СГП – прибор для измерения объемной плотности горных пород

Регистрируемые параметры Скорость счета гамма-квантов Плотность горных пород

Единицы измерения Импульс в минуту (имп/мин) (усл.ед.) г/см3, кг/см3

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Тип прибора Длина, м

Прибор СГП-73

Прибор 2ГГК-1Т

Прибор 2ГГКП-Т-76

3,22

2,4

3,1

Наружный диаметр охранного кожуха блока, мм

Наибольший размер в сечении при закрытом рычаге, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

120

Максимальное рабочее давление, МПа

140

400 600 от 100 до 350 прижат к стенке транзитный NaI(Tl) цезий (137Cs) 1,7 –3,0

2,0 1,2

1,5 1,2

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) М 1:500 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип детектора Тип источника Диапазон измерения объемной плотности, г/см3 Относительная погрешность измерения, % в диапазоне 1,7-2,0г/см3 в диапазоне 2,0-3,0 г/см3

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Зондовая установка содержит камеру для размещения ампульного источника гамма – квантов 137Cs (активностью от 6.65·109 до 1.28·1010Бк) и два сцинтилляционных детектора гамма-квантов с ФЭУ с направленной диаграммой чувствительности.

МЕТОД ПЛОТНОСТНОГО ГАММА-ГАММА КАРОТАЖА (ГГК-П) При гамма-гамма каротаже (ГГК) исследуется γ-поле, образовавшееся в результате облучения горных пород пройденных скважиной источниками γ-излучения. В качестве источников γ-квантов служат радиоизотопные источники искусственного происхождения. При прохождении через вещество γ-кванты взаимодействуют преимущественно с электронами. Результат взаимодействия γ-квантов с веществом – поглощение γ-квантов или его рассеяние. Каждый процесс характеризуется своими сечениями взаимодействия.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ЛИТОЛОГО-ПЛОТНОСТНОГО ГАММА-ГАММА КАРОТАЖА (ГГК-ЛП) Литолого-плотностной гамма-гамма каротаж основан на регистрации рассеянного гамма-излучения. Поток и энергетический спектр регистрируемого гамма-излучения определяются плотностью и атомным номером породы. Это обстоятельство используется в аппаратуре литолого-плотностного гамма-гамма каротажа для определения плотности и индекса фотоэлектрического поглощения, связанного с эффективным атомным номером элементов, входящих в состав горных элементов и пород. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 15см. Глубинность исследования составляет 10-20см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое расчленение разреза

•

Определение объемной плотности и индекса фотоэлектрического поглощения пород

•

Определение коэффициента пористостости в комплекте с другими методами

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 3ГГКЛП-К-76, 3ГГКЛП-Т-80 •

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 350мм

•

Диапазон измерения объемной плотности: 1,7 - 3,0 г/см3

•

Регистрируемые параметры Скорость счета гамма-квантов Плотность горных пород

Единицы измерения Импульс в минуту (имп/мин) (усл.ед.) г/см3, кг/см3

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор 3ГГКЛП-Т-80-120/801 Длина, не более, м

3,618

Максимальный диаметр, мм Масса, не более, кг

83 86

Скорость каротажа, м/час

300÷600

Число регистрируемых каналов Число измеряемых параметров

Канал плотности: Тип детектора

NaJ(Tl)

Диапазон измерений, г/см

Основная относительная погрешность измерений, %

1,7÷3,0 ± 1,2

Канал индекса фотопоглощения: Диапазон измерений, ед. Pe Основная погрешность измерений, ед. Pe Диапазон рабочих температур, °С Верхнее значение рабочего гидростатического давления, МПа Диапазон диаметров исследуемых скважин, мм

1.0÷7.0 ± 0,2 -10÷180 150 100÷350

Тип источника

Цезий (137Cs)

Комбинируемость

транзитный

TLD - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД NEW

МЕТОД СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА (СНГК)

Спектрометрические исследования являются дальнейшим развитием радиоактивных методов ГИС и представляют собой одно из наиболее информативных направлений. Вертикальная разрешающая способность метода – 60см, горизонтальная разрешающая способность метода – 25-45см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Измерение водонасыщенной пористости пород методом нейтронного гамма-каротажа

•

Оценка содержаний породообразующих элементов (Ca, Si, H, Cl, Na, Fe,Ti, S, Gd и др.)

•

Определение объемов карбонатов, гипса или ангидрида, пирита, глин, угля и соли для комплексного анализа коллектора

•

Определение петрофизических свойств матрицы – плотность

•

Качественная литологическая характеристика для моделирования свойств пород

•

Определение глинистости

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР СНГК-90 •

Повышенная информативность за счет использования широкодиапазонной модификации СНГК в двухзондовом варианте

•

Возможность осуществления многометодных измерений за одну спуско-подъемную операцию

Обозначение прибора СНКГ – спектрометрический нейтронный гамма-каротаж.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазоны измеряемых энергий, МэВ

Прибор СНГК-901

Общая длина прибора, не более, мм

1500

Максимальный диаметр прибора, не более, мм

100

Общая масса прибора, не более, кг Диапазон температуры окружающей среды рабочих условий применения,°С Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения, не более, МПа Диаметр исследуемых скважин, мм Активность источника нейтронов, н/с Скорость каротажа, не более, м/ч Гарантированное время работы при максимальной температуре, не более, ч Детектор, мм Число энергетических каналов Регистрируемый энергетический диапазон, МэВ Энергетическое разрешение по линии Cs-137, не более %

50 -10, +120 80 120÷350 1×107 100-150 4 BGO, 50×110 512 от 0.05 до 10 12

Спектры радиационного захвата элементов

МЕТОД СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА-КАРОТАЖА (СНГК) Аппаратура СНГК предназначена для проведения спектрометрического нейтронного гамма-каротажа с целью оценки относительных массовых содержаний кремния (Si), кальция (Ca), железа (Fe), хлора (Cl), натрия (Na), серы (S), титана (Ti), водорода (H) и гадолиния (Gd) в породе. Суть метода спектрометрического нейтронного гамма-каротажа состоит в облучении породы потоком быстрых нейтронов и регистрации на некотором расстоянии от источника нейтронов энергетического спектра гамма-излучения. Для ампульных источников нейтронов (Am-Be, Pu-Be и др.) регистрируемый спектр в основном является спектром радиационного захвата нейтронов. Проходя через породу, скважину и охранный кожух прибора гамма-кванты радиационного захвата и неупругого рассеяния нейтронов частично поглощаются, частично рассеиваются с потерей энергии. В результате на детектор поступает спектр гамма-излучения, отличающийся от первичного спектра.

ECS - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОН-НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА Предназначен для реализации скважинных методик импульсного нейтронного каротажа. Импульсный нейтронный генератор с заданной частотой облучает горные породы, окружающие скважинный прибор. На двух расстояниях от импульсного нейтронного источника детекторы гамма-излучения (модификация 2ИНГК) или детекторы тепловых нейтронов (модификация 2ИННК) регистрируют временные спектры, соответственно, гамма-излучения или тепловых нейтронов. Типовые условия применения метода Применяется для исследования открытого ствола и обсаженных скважин, в том числе через насосно-компрессорные трубы в процессе эксплуатации скважин.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Определение текущей нефтенасыщенности на нефтяных месторождениях с минерализованными пластовыми водами свыше 50г/л

•

Определение газожидкостного контакта

•

Контроль распространения трещин ГРП при использовании маркированного пропанта

•

Литологическое расчленение разреза

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ В модификации 2ИННК регистрируются временные спектры тепловых нейтронов по обоим зондам в 64 временных каналах по 40 мксек каждый. Детекторы – пропорциональные либо коронные гелиевые счетчики (He-3). На дальнем зонде для повышения точности проводимых измерений используется гелиевый счетчик высокого давления. Обозначение прибора ИННК – импульсный нейтрон-нейтронный каротаж ПИЛК - прибор импульсного литологического каротажа

Регистрируемые параметры МЭД естественного гамма-излучения для 2ИННК Сечение захвата нейтронов Локация муфт

Общая длина прибора (с каналом ГК и ЛМ), мм Диаметр прибора, мм

Единицы измерения Микрорентген в час (мкР/ч) c.u. мВ (милливольты)

Прибор 2ИННК1

Прибор 2ИНГК

Прибор ПИЛК-76

3999

3,1

Общая масса прибора, кг

Максимальная температура окружающей среды, °С

100

120

Максимальное гидростатическое давление, МПа Скорость каротажа, м/час Количество жил каротажного кабеля Комбинируемость Положение в скважине

EAPS - аналог аппаратуры компании Schlumberger

40÷130

60÷180

1÷3

концевой/проходной

свободное

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (АК-73ПМ, 4АК-Д, АВАК-11) Акустический каротаж предназначен для регистрации полного волнового сигнала, фазокорреляционной диаграммы, получения кинематических и динамических параметров продольных, поперечных и Лэмба – Стоунли волн. Измерение кинематических параметров головных упругих волн производится по компенсационной схеме, исключающей влияние скважины. В отличии от обычного акустического каротажа, волновой акустический каротаж – метод, оперирующий с параметрами не только продольной волны, но и других упругих волн, распространяющихся в скважине. К этим волнам, прежде всего, относится поперечная волна, в которой колебания среды, окружающей скважину, происходят перпендикулярно направлению распространения волны – так называемые, колебания сдвига. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных любой негазированной промывочной жидкостью на водной или нефтяной основе.

ПРИМЕНЕНИЕ (АК-73ПМ)

ПРИМЕНЕНИЕ (АВАК-11)

NEW

•

Литологическое расчленение разреза

•

Литологическое расчленение разреза

•

Определение упругих свойств пород

•

Определение коэффициента и типа пористости пород

•

Определение пористости коллекторов в комплексе с методами ЭК, РК

•

Расчет модулей упругости горных пород

•

Оценка акустической анизотропии и фильтрационных свойств прискважинной зоны

•

Определение коэффициента анизотропии и направления напряжения вокруг скважины

•

Определение высоты трещины в околоскважинном пространстве после проведения гидроразрыва пласта (ГРП)

•

Корреляция с сейсмическими данными

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР АК-73ПМ

ПРИБОР 4АК-Д

•

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 360мм

•

Исследования в скважинах диаметром от 100 до 300мм

•

Формула измерительного зонда: П20.4П11.0И10.4И2 или П20.4П13.0И3

•

Формула измерительного зонда: П20.4П11.0И10.4И2 или П20.4П13.0И3

•

Спектр излучаемых частот на уровне 0.5:15-30кГц для И1, И2 и 6 – 22кГц для И3

•

Спектр излучаемых частот на уровне 0.5:15-30кГц для И1, И2 и 6–22кГц для И3

•

Возможно проведение спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможно проведение спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Для спектра излучаемых частот: частота сравнительная для комплекса источник-приемник.

Обозначение прибора АК – акустический каротаж АВАК – аппаратура волнового акустического каротажа

Регистрируемые параметры Интервальное время ∆t=t2-t1 Амплитуда волны А1, А2 Затухание α=f(ln А1/А2)

Единицы измерения Микросекунда на метр (мкс/м) Усл. ед. Децибел на метр (дБ/м)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор АК-73ПМ1

Прибор 4АК-Д2

Прибор АВАК-113

Длина, м

4,9

5,0

5,2

Диаметр, мм

Масса, кг

120

Максимальная рабочая температура, °С

120

120 (150)*

Максимальное рабочее давление, МПа

80 (100)*

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований)

1400

260

Диаметр исследуемых скважин, мм

600

открытый ствол

от 100 до 360

от 100 до 300

от 120 до 300

закрытый ствол

от 146 до 245

от 120 до 300

Положение в скважине

центрируется

Комбинируемость

концевой/транзитный

транзитный

Тип излучателя

магнитострикционный

Тип приемника

пьезокерамический

Формула измерительного зонда

П20.4П11.0И10.4И2 / П20.4П13.0И3

* Термобаростойкое исполнение

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ АК-73ПМ Измерительный зонд содержит два излучателя И1, И2 и два приёмника П1, П2 упругих колебаний, разделённых акустическими изоляторами и размещённых на противоположных концах зонда. Пары излучателей и приёмников образуют две измерительные базы со встречными системами наблюдения – компенсированный зонд.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ АВАК-11 Измерительный зонд включает в себя: блок излучателей и два блока приёмников, разделённые акустическими изоляторами. Блок излучателей содержит три монопольных излучателя ИМ1, ИМ2, ИМ3 и два дипольных в одном поперечном сечении ИД1, ИД2 (кросс-диполь). ИМ1 – кольцевой магнитострикционный, основная частота излучения 20кГц; ИМ2 – поршневой магнитострикционный, основная частота 8кГц, телесный угол диаграммы направленности на уровне 0.5÷60°; ИМ3 поршневой магнитострикционный, основная частота 2.5кГц, ИД1, ИД2 – пьезокерамические, основная частота излучения 4кГц. Блоки приёмников выполнены идентично, и каждый содержит по одному монопольному приёмнику ПМ1 и ПМ2, и по два дипольных приёмника ПД1 и ПД2 (кросс-диполи).

АКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (АК-73ПМ, 4АК-Д, АВАК-11) При излучении упругого импульса в обсаженной скважине вдоль оси скважины распространяются упругие волны различного типа. В общем случае при наличии контакта цементного камня с колонной и горной породой волновые картины, воспринимаемые приемниками, представляют собой суперпозицию продольной волны Лэмба по обсадной колонне, продольной волны по горной породе, поперечной волны по горной породе, гидроволны по промывочной жидкости, поверхностной волны Стоунли. Акустические сигналы, воспринимаемые приемниками аппаратуры, преобразуются в электрические информационные сигналы, усиливаются и передаются в измерительную систему или бортовой компьютер с блоками напряжения, которая производит измерение параметров этих сигналов и преобразует измеренные параметры в аналоговые напряжения, поступающую на каротажную регистрирующую систему.

DSLT - аналог аппаратуры компании Schlumberger SSLT - аналог аппаратуры компании Schlumberger 3 DSI - аналог аппаратуры компании Schlumberger 1 2

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД X-MAC

NEW

•

Лучшие в своём классе данные волны Стоунли

•

Поперечные системные измерения азимутальной акустической анизотропии вокруг ствола скважины

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Наружный диаметр, мм

Прибор X-MAC1 98,6

Длина, м

Масса, кг

327

Предел прочности на сжатие/растяжение, кг Вертикальная разрешающая способность Диапазон измеряемых скважины,мм

20400 1,1 м Semblance Processing 0,3 м First-break Detection 114-533

Максимальная рабочая температура, °С

176

Максимальное рабочее давление, МПа

137,9

Рекомендуемая скорость каротажа Скорость каротажа при записи Δt

1830

Рекомендуемая, м/ч

1100

Полноволновая запись (монопольная/дипольная), Δt

820

Поперечная дипольная монопольная, Δt

550

Формулы зондов, м (снизу-вверх) Короткий монопольный зонд: И2.6П0.15П0.15П0.15П Длинный монопольный зонд: И3.66П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П Дипольные зонды XX, YY, XY, YX: И3.12П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П0.15П

ХАРАКТЕРИСТИКИ • • • • • • • • • •

Восемь акустически изолированных приёмников, расположенных на расстоянии 6 дюймов (~0.15м) друг от друга. Каждое из восьми монопольных и дипольных измерений в одной секции оправки прибора. Линейные и поперечные приёмники поперечных волн на одной глубине. Конфигурация приёмника позволяет учесть разность времени вступления в рыхлых пластах. Лучшая в своём роде конфигурация приёмника для поперечных дипольных измерений. Низкочастотные излучатели (ниже 400Гц), обеспечивающие точные данные поперечных волн без значительной поправки за дисперсию эффективную работу в низкоскоростных и рыхлых пластах и в скважинах большого диаметра. Измерение затуханий поперечных волн могут быть получены в диапазоне 1200μс/фут. Расположение поперечно-дипольных излучателей обеспечивает точное направление анизотропии. Усовершенствованная механическая конструкция изолятора дает увеличенную прочность, меньший угол скручивания и уменьшение помех от прибора. Скорость записи полного комплекта данных линейных и поперечно-дипольных, полноволновых монопольных и волн Стоунли составляет 548,64м/час.

Sonic Scanner - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД NEW

ЯДЕРНО-МАГНИТНЫЙ ТОМОГРАФИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ

Ядерно-магнитный томографический каротаж предназначен для определения структуры порового пространства, фильтрационно – емкостных свойств, состава и свойств флюидов на основе измерения и обработки кривой релаксации (Т2) флюидов, заполняющих поровое пространство. Типовые условия применения метода •

Применяется в открытых стволах вертикальных и слабонаклонных (до 30°) скважин при выполнении спускоподъемных операций на кабеле; сильнонаклонные и горизонтальные скважины при работе по технологии «мокрый разъем»;

•

В закрытых стволах скважин специальной конструкции со стеклопластиковыми хвостовиками;

•

Может применяться в скважинах с минимальным проходным диаметром не менее 170мм и номинальным диаметром открытого ствола от 190 до 320мм;

•

Промывочная жидкость – непроводящая и проводящая (с УЭС более 0,03Ом*м) без добавок утяжелителей на основе магнитных минералов (гематит и др.).

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ Изучение структуры порового пространства осадочных, магматических, метаморфических пород и на этой основе определение фильтрационно-емкостных свойств пород, в том числе: •

Коэффициент общей пористости, независимый от литологии пород

•

Коэффициент эффективной пористости (в карбонатах дополнительно – с выделением доли каверновой пористости)

•

Коэффициент остаточной водонасыщенности и выделением долей капиллярно-связанной воды и воды глин

•

Коэффициент проницаемости

•

Выделение наличия, состава и свойств остаточных углеводородов в эффективных породах.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Зонд прибора ЯМТК с помощью постоянного магнита создает в окружающем его пространстве магнитное поле Hr. Это поле, воздействуя на ядра водорода, вызывает намагниченность пластовых флюидов (вода, нефть, газ). Для возникновения эффекта ядерно-магнитного резонанса зондом формируется импульсное радиочастотное поле Н1, направленное в каждой точке пространства перпендикулярно постоянному полю Hr. Частота радиочастотного поля равна частоте прецессии ядер водорода в поле магнита в заданной зоне исследования. Так как равенство этих двух частот соблюдается только в узком цилиндрическом слое, коаксиальном оси зонда, то и сигнал ЯМР формируется только в этом слое. Для измерения релаксационной кривой Т2 используется последовательность радиоимпульсов Карра-ПерселлаМейбум-Гилла. После каждого 1800 импульса возникает сигнал спин-эхо. Релаксационная кривая является огибающей амплитуд сигналов спин-эхо. Импульсная последовательность характеризуется тремя параметрами – временем намагничивания Tw, временем раздвижки между импульсами Te, числом импульсов N. В аппаратуре ЯМТК реализовано более 10 режимов измерений с различной комбинацией величин Tw (0,75-8с), Te (0,8-4,8мс), N (400-1000). Базовая калибровка выполняется в эталонировочной емкости с водой и обеспечивает калибровку амплитуды релаксационной кривой в единицах пористости. Результаты калибровки записываются в память прибора. Полевые калибраторы не требуются. Регистрируемые параметры Амплитуда сигнала свободной индукции Индекс свободного флюида (ИСФ)

Единицы измерения милливольты (мВ) процент (%)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазоны измеряемых энергий, МэВ Тип прибора Комбинируемость Диаметр исследуемых скважин, мм

Прибор ЯМТК-П

центрируемый

концевой

135-260

190-300

120

150

120

Максимальное рабочее давление, МПа

120

Время непрерывной работы (при tmax), час

Частота, кГц Градиент в зоне исследования, Гс/см Минимальное время раздвижки Te, мс Число эхо Скорость каротажа, м/час Диапазон измерения амплитуды сигнала,% Погрешность измерения пористости (3 накопления), % Диапазон измерения времени поперечной релаксации Т2, мс Вертикальное разрешение, мм Толщина зоны исследования, мм Сопротивление бурового раствора, Ом*м

Прибор ЯМТК-Т

Максимальная рабочая температура, °С

Радиочастотное поле, Гс

Прибор ЯМТК1

NMR - аналог аппаратуры компании Schlumberger

1,2

~700

0,8

0,7

до 1000

100

0 ÷ 100

4 % (6 накоплений)

1 ÷ 3000

620 0,5 ÷ 1 > 0,04

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ВЫСОКОРАЗРЕШАЮЩИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ МИКРОИМИДЖЕР STAR Электрический микроимиджер STAR позволяет получить высокоразрешающее электрическое изображение стенки скважины, по которому можно выделить напластования пород, разломы, интервалы трещиноватости, косой слоистости пород, а также вывалов стенок скважины и техногенных трещин, возникающих в процессе бурения. Типовые условия применения метода Исследования пластов выполняются в проводящих буровых растворах, в том числе сильно соленых.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Анализ структурных углов падения

•

Анализ системы трещиноватости

•

Анализ условий осадконакопления

•

Фациальный анализ

•

Анализ разломов и несогласий

•

Анализ напряжений и прочности ствола скважины

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР STAR •

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЛИТОЛОГИИ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ1 Длина прибора, м Диаметр прибора, мм Вес прибора, кг Максимальная температура, °С Максимальное давление, МПа Максимальная скорость каротажа, м/ч Измеряемый диаметр скважин, мм Угол отклонения ствола скважины, град Сопротивление промывочной жидкости, Ом Способ передачи данных Количество рычагов / датчиков Охват ствола скважины диаметром 203мм, % Предел прочности при сжатии/растяжении, кг Частота записи, сигнала/м

FMI - аналог аппаратуры компании Schlumberger

9,7 133 310 177 138 275 152-533 0-90 0,01-10 кабель/трубы 6 рычагов по 24 датчика на каждом (144 датчика) 59,5 16 330 393

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД БОКОВОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (БКЗ+БК) Боковое каротажное зондирование является методом электрического каротажа с использованием нескольких однотипных нефокусированных зондов различной длины, обеспечивающих радиальное электрическое зондирование пород. Зонды разного размера, имея неодинаковый радиус исследования, фиксируют величину кажущегося сопротивления, обусловленную различными объемами проводящих сред. Боковой каротаж предназначен для электрических исследований трехэлектродными и многоэлектродными зондами с фокусировкой тока в радиальном направлении с помощью экранных электродов. Значения кажущихся сопротивлений, измеряемых при боковом каротаже, слабо искажаются влиянием скважины и вмещающих пород. Метод эффективен для изучения разрезов с частым чередованием пластов. Максимальная вертикальная разрешающая способность метода – 50см. Глубинность исследования составляет 1,5м. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на водной или нефтяной основе с содержанием NaCl до минерализации соответствующей насыщению, NaOH до 20%, нефти до 10% и с сопротивлением от 0,03 до 20Ом*м.

ПРИМЕНЕНИЕ (БКЗ)

ПРИМЕНЕНИЕ (БК)

•

Выделение пластов-коллекторов

•

Выделение пластов-коллекторов

•

Надежное определение удельного электрического сопротивления и параметров зоны проникновения в достаточно мощных пластах

•

Эффективен при изучении тонкослоистых разрезов и неоднородных пластов, а также высокоомных разрезов

•

Метод БКЗ является опорным для других геофизических методов, используемых с целью определения сопротивления пласта

•

Определение удельного электрического сопротивления пластов и характера насыщения в комплексе с другими геофизическими методами

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ЭК-Т-73-120/80, ЭК73-2М •

Исследования в скважинах диаметром не менее 100мм

•

Диапазон измерения кажущегося сопротивления: 0,2–1000Ом*м

•

Диапазон измерения токовой резистивиметрии: 0,2–20Ом*м

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

ПРИБОР ЭК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

Обозначение прибора ЭК – электрический каротаж БК – боковой каротаж БКЗ – боковое каротажное зондирование

Регистрируемые параметры Кажущееся сопротивление Потенциал собственной поляризации Удельное сопротивление раствора Эффективное электрическое сопротивление

Единицы измерения Ом*м Милливольты (мВ) Ом*м Ом*м

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Диапазоны измеряемых энергий, МэВ

Прибор ЭК-Т-73-120/80

Прибор ЭК-Т

Прибор ЭК73-2М

Длина, м

19.85

21.87

19.85

Диаметр, мм

Масса, кг

110

156

110

Максимальная рабочая температура, °С

120

180

125

Максимальное рабочее давление, МПа

140

100

1800

от 110 до 350

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине

свободное

Комбинируемость

транзитный

0,2 – 200

0,2 – 1000

Диапазон измерения, Ом*м зонд A0.4M0.1N зонд A1M0.1N

0,2 – 400

0,2 – 5000

зонд A2M0.5N

0,2 – 1000

0,2 – 5000

0,2 – 5000 0,2 – 5000 0,2 – 1000 0,2 – 200 0,2 – 20000 0,05 – 5 5+20/ρк

0,2 – 5000 0,2 – 5000 0,2 – 5000 0,2 –1000 0,2 – 20000 0,03 – 20 5+20/ρк

зонд A4M0.5N зонд A8M1N зонд N0.5M2A зонд N6M0.5A зонд БК-3 Резистивиметр Относительная погрешность измерения, %

Стандартная технология БКЗ предусматривает регистрацию показаний •

Пяти последовательных градиент-зондов: A0.4M0.1N, A1M0.1N, A2M0.5N, A4M0.1N, A8M1N

•

Одного обращенного градиент-зонда: N0.5M2A

•

Одного потенциал-зонда: A0.5M6N;

•

Токовой резистивиметрии: РС

МЕТОД БОКОВОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (БКЗ+БК) Боковой каротаж: Зонд состоит из трех электродов удлиненной формы. Центральный (основной) электрод A0 и расположенные симметрично относительно него два экранирующих электрода А1 и А2 представляют собой металлические цилиндры, разделенные между собой тонкими изоляционными прослойками. Через электроды пропускают ток, который регулируется так, чтобы потенциалы всех трех электродов поддерживались одинаковыми. Это достигается двумя способами путем соединения основного электрода А0 с экранными через малое сопротивление (г0 = 0,01Ом), которое используется также для измерения силы тока через центральный электрод; с помощью автокомпенсатора, регулирующего ток через экранные электроды так, чтобы ток I0 через центральный электрод сохранился неизменным. Трехэлектродный зонд можно рассматривать как единое проводящее тело, в котором потенциалы всех электродов равны (UА1 = UА0= UА2), а токовые линии основного электрода вследствие экранирования собираются в почти горизонтальный слой, имеющий форму диска. Результат измерения зондом бокового каротажа относят к середине электрода А0. Боковое каротажное зондирование представляет собой исследование скважины серией зондов, имеющих различные размеры, от которых зависит глубина исследования. Размер наименьшего градиент-зонда выбирается близким к диаметру скважины, а каждый последующий зонд должен быть в 2 ÷ 2,5 раза больше предыдушего. Размер наибольшего градиент-зонда обычно не превышает 8м. Для лучшего определения границ пластов в БКЗ, проводимое последовательными градиент-зондами включается один обращенный градиент-зонд и наоборот. По данным БКЗ определяют удельное сопротивление пласта и оценивают наличие или отсутствие зоны проникновения глинистого раствора в пласт, а в благоприятных случаях определяют глубину проникновения раствора в пласт.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ДВОЙНОГО БОКОВОГО КАРОТАЖА (2БК) Двойной боковой каротаж предназначен для измерения кажущегося удельного сопротивления ρк горных пород, пересеченных скважиной, методами многозондового бокового каротажа (БК-5/1...-5/5 + БК-3), удельного электрического сопротивления промывочной жидкости (резистивиметр) и потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Вертикальная разрешающая способность метода – 15см, горизонтальная разрешающая способность метода: БК3 – 80см, БК5 – 33см. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью на водной или нефтяной основе с содержанием NaCL до минерализации соответствующей насыщению, NaOH до 20%, нефти до 10% и с сопротивлением от 0,03 до 20 Ом*м.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Выделение пластов-коллекторов

•

Изучение тонкослоистых разрезов и неоднородных пластов, а также высокоомных разрезов

•

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ЭК-ВР •

Диапазон измерения кажущегося сопротивления: 0,2–20000Ом*м

•

Измерение градиент-потенциала самопроизвольной поляризации (ΔПС) в диапазоне от плюс 500,0мВ до минус 500,0мВ

•

Измерение кажущихся удельных сопротивлений (к) горных пород зондами БК (А1/2, А2/3, А3/4, А4/5, А5/6) в диапазоне от 0,2 до 5000 Ом*м

•

Измерение температуры воздуха в электронном блоке ЭК

Обозначение прибора ЭК – электрический каротаж 2БК – двойной боковой каротаж ЭК-ВР – электрический каротаж высокого разрешения

Единицы измерения Ом*м Милливольты (мВ) Ом*м Ом*м

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОР ЭК-ВР Измеряемые параметры Общая длина прибора, мм

Диапазон 14880

Диаметр прибора, мм

Общая масса прибора, кг

320

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа Время непрерывной работы, ч Диаметр скважины, мм Скорость каротажа, м/ч Комбинируемость Положение в скважине

80 не более 10 от 110 до 350 до 1400 транзитный с отклонителями

Зонды БК-5/1, -5/2, -5/3, -5/4, -5/5

0,2÷5000 Ом*м

Зонд БК-З

0,2÷20000 Ом*м

ПС, В

от -1 до +1

МЕТОД ДВОЙНОГО БОКОВОГО КАРОТАЖА (2БК) Измерительная установка двойного бокового каротажа содержит пять жёстко связанных изолированных электродов и жёсткий изолятор с тремя электродами. Схема коммутации и питания электродов позволяет проводить измерения ρк трёх электродным (БК-3) и пяти электродным (БК-5) зондами бокового каротажа, измерение ПС. Также существуют установка двойного бокового каротажа с семи электродным (БК-7) и девяти электродным (БК-9) зондами бокового каротажа.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД МИКРОКАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (МКЗ) Микрокаротаж основан на измерении кажущегося удельного электрического сопротивления прискважинной зоны двумя микрозондами (градиент – микрозондом A0.025M0.25N и потенциал – микрозондом A0.05M), установленными на прижимном изоляционном башмаке. Также метод микрокаротажа регистрирует кривую среднего диаметра. Радиус исследования градиент-микрозонда приблизительно равен его длине (3,75см), а потенциал-микрозонда в 2-2,5 раза больше его длины, т. е. составляет 10-12см. Вертикальная разрешающая способность метода: микроградиент зонд – 4см, микропотенциал зонд – 5см; горизонтальная разрешающая способность метода: микроградиент зонд – 4см, микропотенциал зонд – 10см. Боковой микрокаротаж основан на регистрации кажущегося удельного электрического сопротивления прискважинной зоны фокусированным микрозондом, установленном на прижимном изоляционном башмаке. Радиус исследования около – 10см. Вертикальная разрешающая способность метода – 5см, горизонтальная разрешающая способность метода – 10см. Типовые условия применения метода •

Скважины необсаженные, вертикальные и слабонаклонные, заполненные пресной жидкостью

•

Ограничением в применении метода является существенное изменение диаметра и формы сечения ствола скважины, препятствующее плотному прилеганию башмака к стенке скважины, а также наличие раствора в скважине с удельным электрическим сопротивлением менее 0,05Ом*м

•

Ограничениями в применении метода являются растворы на углеводородной основе

•

Наиболее широкое применение БМК находит при исследовании разрезов скважин, заполненных минерализованной ПЖ

ПРИМЕНЕНИЕ •

Определение электрического сопротивления части пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и детального расчленения разреза

•

Выделение коллекторов, литологическое расчленение разреза

•

Определение эффективной толщины пластов

•

Определение удельного электрического сопротивления промытой зоны

•

Оценка сопротивления промывочной жидкости в интервале каверн

•

Расчленение разреза с высокой точностью

•

Определение кривой среднего диаметра.

Обозначение прибора Т – термобаростойкий БМК – боковой микрокаротаж

Регистрируемые параметры Эффективное электрическое сопротивление. Диаметр скважины.

Единицы измерения Ом*м м

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор МК+БМК-2Р1

Прибор МК-1Т

Прибор МК-БМК-К-90

3,95

4,65

4,7

Масса, кг

122

130

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

140

Длина, м Диаметр, мм

Максимальная скорость записи, м/ч 900

900

Диаметр исследуемых скважин, мм

в интервале М 1:200 (детальных исследований)

от 110 до 400

Положение в скважине

прижимается

концевой

МГЗ и МПЗ

0,1 – 50

зонда БМК

0,5 – 800

5+7,5/x*

Комбинируемость Диапазон измерения, Ом*м

Относительная погрешность измерения, % для МГЗ и МПЗ для БМК диаметра скважины

5+40/x*

2.5+1000/x*

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОР МК+БМК-2Р

ПРИБОР МК-БМК-К-90

•

Исследования в скважинах диаметром от 110 до 400мм;

•

Исследования в скважинах диаметром от 110 до 400мм;

•

Диапазон измерения кажущегося сопротивления: 0,5-800Ом*м

•

Диапазон измерения кажущегося сопротивления: 0,5-800Ом*м;

•

Одновременная регистрация с МБК и МКВ

•

Одновременная регистрация с МБК и МКЗ

•

Возможность применения в составе модульной сборки

•

Возможность применения в составе модульной сборки

•

Возможность обеспечения надежного контакта регистрирующего «башмака» даже при больших углах наклонах скважины (35°)

ПРИБОР МК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

МЕТОД МИКРОКАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (МКЗ) Трехэлектродный БМК имеет основной токовый электрод Ао, расположенный в середине башмака, и охватывающий его экранный электрод Аэ. В промежутке между ними располагается измерительный электрод М в виде тонкой рамки. При постоянном токе через основной электрод сила тока через экранный электрод регулируется таким образом, чтобы разность потенциалов между электродами Ао и М была равна нулю, при этом потенциал экранного электрода Аэ больше потенциала основного электрода Ао. Поэтому в непосредственной близости от зонда токовый пучок электрода Ао сжимается, а затем, на некотором расстоянии от зонда, расширяется.

MCFL - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ ПРИБОРА МКЗ Микрозонд КС представляет собой трехэлектродную измерительную установку с небольшими (2,0-2,5см) расстояниями между электродами. Электроды микрозонда, изготовленые из латунного стержня диаметром 10мм, размещены на внешней стороне башмака из изоляционного материала. Для исключения влияния скважины на результаты измерений башмак внешней стороной прижимается к стенке скважины управляемым рычажным устройством. В таком микрозонде башмак с электродами шарнирно укрепляется на одной из двух пар рычагов, которые прижимаются спиральной пружиной к стенке скважины любого диаметра с постоянным усилением. Одновременно с кривыми микрозондов это устройство позволяет регистрировать кривую изменения диаметра скважины с глубиной – микрокавернограмму.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (ИКЗ) Индукционным каротажным зондированием (ИКЗ) называют изучение удельного сопротивления (удельной электропроводности) пересеченных скважиной горных пород, основанное на измерении вторичного поля вихревых токов, индуцированных в породе. В основе метода лежит закон электромагнитной индукции (закон Фарадея), устанавливающий взаимосвязь между магнитными и электрическими явлениями. Вертикальная разрешающая способность метода – 35см, горизонтальная разрешающая способность метода – 250см. Типовые условия применения метода •

Применяется в необсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью любой минерализации или на нефтяной основе без содержания магнитных добавок, а также сухих скважинах

•

Может применяться в скважинах, обсаженных токонепроводящими колоннами

•

Ограничением в применении метода являются высокое содержание в промывочной жидкости компонентов с сильными магнитными свойствами и значения удельного электрического сопротивления пород, превышающие 500Ом*м

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое расчленение разреза

•

Оценка характера насыщения коллекторов

•

Определение удельного электрическогосопротивления неизменённой части пласта и параметров зоны проникновения при комплексировании с данными БКЗ и БК

•

Корреляция разрезов скважин

ПРИБОР 4ИК-1Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

ПРИБОР 4ИК-Т-76

ПРИБОР 5ИК-Т-76

•

Предназначен для проведения индукционного каротажа комплексом из четырёх разноглубинных зондов с одновременной регистрацией активных и реактивных компонент кажущейся проводимости по каждому зонду

•

Предназначен для проведения индукционного каротажа комплексом из пяти разноглубинных зондов с одновременной регистрацией активных и реактивных компонент кажущейся проводимости по каждому зонду

•

Дополнительно сигнал ПС в аналоговом виде транслируется по 3 жиле кабеля

•

Дополнительно сигнал ПС в аналоговом виде транслируется по 3 жиле кабеля

Обозначение прибора ИК – индукционный каротаж

Регистрируемые параметры Кажущаяся проводимость пород (активная и реактивная составляющие)

NEW

Единицы измерения мСм/м

МЕТОД ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (ИКЗ) Зонд ИК состоит из двух катушек – генераторной и приемной, размещенных на непроводящем и немагнитном стержне. Генераторная катушка подключена к генератору переменного тока ультразвуковой частоты (20-200кГц) и питается стабилизированным по частоте и амплитуде током. Когда прибор находится в скважине, переменный ток, протекающий по генераторной катушке, создает переменное магнитное поле. Под действием этого поля в окружающих горных породах возникают вихревые токи, которые создают в пространстве вторичное переменное магнитное поле. Изменение во времени вторичного магнитного поля создает ЭДС в измерительной катушке, величина которой прямо пропорциональна электропроводности горных пород. Кроме того в приемной катушке наводится сигнал от первичного поля не связанный с горными породами, поэтому ЭДС, индуцированная прямым полем, компенсируется встречной ЭДС, равной первой по величине и противоположной по фазе, с помощью дополнительных катушек.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор 4ИК-Т-76

Прибор 4ИК-1Т

Прибор 5ИК-Т-76

3,95

5,35

3,95

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

120

Длина, м

Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм

140

1800

2000

1800

от 110 до 350

от 90 до 400

от 110 до 350

свободное/с центраторами

транзитный

зонд 3И2.05

2,97

зонд 3И1.26

1,82

зонд 3И0.85

1,23

зонд 3И0.5

0,72

зонд 3И0.3

0,4

Положение в скважине Комбинируемость Радиус исследования

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Прибор 5ИК-Т-76 содержит 5 (4, в случае с прибором 4ИК-Т-76) трехкатушечных индукционных зондов, каждый из которых имеет 2 генераторные (основную и компенсационную) и одну (общую для всех зондов) измерительную катушку L1. Генераторные катушки совместно с измерительной образуют следующие зонды.

AIT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОД ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ИЗОПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (ВИКИЗ) Метод ВИКИЗ основан на измерении относительных фазовых характеристик высокочастотного электромагнитного поля, создаваемого генераторными катушками и принимаемого измерительными катушками. Достоинством метода высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования является высокое пространственное разрешение, повышающее эффективность исследования маломощных пластов. Вертикальная разрешающая способность метода - 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 200см. Типовые условия применения метода •

Применяется в необсаженных скважинах, заполненных промывочной жидкостью, имеющей удельное электрическое сопротивление более 0,02Ом*м, а также в сухих скважинах

•

Может применяться в скважинах, обсаженных токонепроводящими колоннами

ПРИМЕНЕНИЕ •

Литологическое расчленение разреза

•

Визуальная экспресс-оценка характера флюидонасыщения

Определение УЭС от скважины до незатронутой проникновением части пласта

•

Выделение коллекторов с расчетом эффективной мощности

Индикация и определение характеристик окаймляющей зоны

•

Поиск водонефтяных, газоводяных контактов, а также переходных зон

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ВИКИЗ •

Диапазон измерения удельного электрического сопротивления: 1-200Ом

•

Измерение кажущегося удельного сопротивления (далее – кажущееся УЭС) с помощью пяти электромагнитных зондов и потенциала самопроизвольной поляризации с помощью электрода ПС

•

Возможность работать в связке концевым прибором с применением МС ВИКИЗ

Обозначение прибора ВИКИЗ – высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование

Регистрируемые параметры Разность фаз электромагнитных сигналов Удельное электрическое сопротивление

Единицы измерения ° (градусы) Ом*м (Ом на метр)

МЕТОД ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ИЗОПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (ВИКИЗ) В методе ВИКИЗ для измерения относительных характеристик электромагнитного поля используются трехкатушечные зонды. Зонд состоит из генераторной (Г) и двух измерительных катушек (И1, И2). Измерительные катушки расположены по одну сторону от генераторной (на рисунке). Переменный электрический ток в генераторной катушке возбуждает в проводящей среде переменное электромагнитное поле. Согласно закону электромагнитной индукции ФарадеяМаксвелла это переменное электромагнитное поле наводит в измерительных катушках электродвижущуюся силу (ЭДС), которая пропорциональна удельной электропроводности горных пород. В аппаратуре ВИКИЗ используется пять электромагнитных зондов. Обеспечивается одновременное измерение разности фаз между ЭДС, наведенными в измерительных катушках пяти зондов и потенциала ПС. Конструктивно зондовое устройство выполнено на едином стержне, и все катушки размещены соосно. Всего в зонде ВИКИЗ имеется пять генераторных и шесть измерительных катушек, размещенных, как показано на рисунке.

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВИКИЗ Длина, м

3.9

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм

1800 от 120 до 300

Положение в скважине

свободное

Комбинируемость

концевой

Рабочие частоты, МГц

от 0,875 до 14

Диапазон измерения, Ом*м

1 - 200

Относительная погрешность измерения, %

5.8+18ρ/ρв

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Конструктивно зондовое устройство выполнено на едином стержне. Прибор содержит пять зондов различной глубинности исследования и электрод ПС. Каждый зонд состоит из двух измерительных катушек и одной генераторной, частота излучения которой меняется в соответствии с длиной зонда. Подбор этих параметров обеспечивает принцип изопараметрии зондов, что означает зависимость измеряемой разности фаз электромагнитных сигналов только от удельного электрического сопротивления среды.

Номер

Схема зонда

Длина, м

База, м

Частота, МГц

Точка записи, м

И1 0.4 И2 1.6 Г

0,400

0,875

3,13

И1 0.3 И2 1.13

1,414

0,283

1,75

2,79

И1 0.2 И2 0.8 Г

0,200

3,5

2,55

И1 0.14 И2 0.57 Г

0,707

0,141

2,39

И1 0.1 И2 0.4 Г

0,5

0,100

2,26

ПС

3,91

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД RCI (RESERVOIR CHARACTERIZATION INSTRUMENT): ПРИБОР ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КАРОТАЖА И ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ Метод определения коллекторских свойств является эффективным экономичным методом отбора качественных проб пластовых флюидов с их минимальным загрязнением и обеспечивающим точные замеры пластовых давлений. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных любым раствором.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Построение профиля давления

•

Определение мобильности/проницаемости

•

Определение характера насыщения и свойств пластового флюида

•

Прогноз газового фактора

Отбор представительных «чистых» проб, в том числе PVT

•

Мини-ИПТ

•

Мини-ГРП

•

ПРЕИМУЩЕСТВА RCI Экономичный отбор множественных проб при:

•

Оценка флюидов внутри скважины в реальном времени

•

Оптимальном отборе флюида

•

Высокая точность замеров давления

•

Минимальном загрязнении

•

Большой объем проб (840см3 в каждой емкости)

•

Сохранении проб в условиях, соответствующих пластовым

•

Максимальное количество проб за 1 СПО – 12

•

Модульная конструкция, обеспечивающая широкий диапазон условий отбора проб и замеров давления

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Максимальная рабочая температура, °С

35* 121* 811* 177

Максимальное рабочее давление, МПа

138

* Метод ПС входит в состав указанной в таблице аппаратуры

Одиночный пакер

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД МОДУЛИ RCI ГИРОМОТОР

ЭЛЕКТРОНИКА ГИДРОМОТОРА

•

Внешний диаметр 116,8мм

•

Внешний диаметр 111мм

•

Длина 3,3м

•

Длина 1,13м

•

Масса 113кг

•

Масса 45кг

ОДИНОЧНЫЙ ПАКЕР

ДВОЙНОЙ ПАКЕР

•

Внешний диаметр 121мм

•

Внешний диаметр 116,8мм

•

Длина 2,91м

•

Длина 3,3м

•

Масса 155кг

•

Масса 113кг

БОЛЬШОЙ И МАЛЫЙ НАСОСЫ •

Внешний диаметр 121мм

•

Внешний диаметр 121мм

•

Длина 2,41м (большой); 2,35м (малый)

•

Длина 3,94м

•

Масса 113кг

•

Масса 127кг

АНАЛИЗАТОР ФЛЮИДА СТАБИЛИЗАТОР НАПРЯЖЕНИЯ

Двойной пакер

100

MDT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ МАГНИТНАЯ ИНКЛИНОМЕТРИЯ Инклинометрические исследования проводят с целью определения пространственного положения ствола скважины, для корректировки траектории скважины в процессе бурения наклонно-направленных стволов и проверки соответствия фактической траектории ствола скважины и проектной. Вертикальная разрешающая способность метода – 10см. Типовые условия применения метода Инклинометры ИОН-1 и ИОН-2 применяют в открытом стволе скважины или в легкосплавных бурильных трубах (ЛБТ)

ПРИМЕНЕНИЕ •

Контроль заданного направления оси ствола скважины в пространстве

•

Выделение участков перегибов оси ствола скважины, которые могут вызвать осложнения при бурении и эксплуатации

•

Определение истинных глубин залегания продуктивных пластов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ИОН-1 •

Допустимая основная погрешность измерения азимута: в диапазоне зенитного угла от 7º до 120º составляет ±1,5º

•

В диапазоне зенитного угла от 3º до 7º составляет ±3º

•

Допускаются измерения зенитных углов в обсадной колонне диаметром от 100мм для прибора ИОН-1

ПРИБОР ИФМ •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

Обозначение прибора ИОН – инклинометр омский непрерывный ИФМ – инклинометр ферромагнитный

Регистрируемые параметры Зенитный угол Азимут

Единицы измерения ° (градусы) ° (градусы)

МАГНИТНАЯ ИНКЛИНОМЕТРИЯ Принцип работы ферроиндуктивных преобразователей основан на использовании явления изменения магнитного состояния ферромагнетика, намагничиваемого переменным магнитным полем возбуждения, в результате наложения постоянного исследуемого магнитного поля. Феррозонд является датчиком азимута.

101

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор ИОН-1

Прибор ИФМ-Т-76-120/80

Прибор ИФМ-Т-76-150/110

Прибор ИФМ-Т-76-175/120

2.72

3.2

3.215

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

150

175

Длина, м

Максимальное рабочее давление, МПа

110

120

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований)

750

от 100 до 350

свободное

Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип датчика

концевой

транзитный

феррозонды

Диапазон измерения, градус азимута зенитного угла

0 – 360

0 – ± 180

±2

± 1,5

± 0,25

± 0,2

Основная погрешность, градус определения азимута определения зенитного угла

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Блок датчиков магнитного инклинометра содержит жестко закреплённые магнитометры-феррозонды и акселерометры. Для контроля параметров магнитного поля производится замер полного вектора магнитного поля. Это необходимо для оценки неоднородности магнитного поля во время поверки, а также оценки влияния стальных замковых соединений при замере в ЛБТ. Преимущество над гироинклинометрами заключается в: •

Полном диапазоне измерения зенитного угла (0-180º против 0–70º у гироскопических инклинометров)

•

Не требует дополнительной настройки на устье перед спуском в скважину

•

Может писаться в связках

Недостаток:

102

•

Невозможность проведения замера в обсаженных скважинах

•

Скорость записи меньше, чем у ИГН

Аксиальная проекция скважины

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ГИРОСКОПИЧЕСКАЯ ИНКЛИНОМЕТРИЯ Инклинометрические исследования проводят с целью определения пространственного положения ствола скважины, для корректировки траектории скважины в процессе бурения наклонно-направленных стволов и проверки соответствия фактической траектории ствола скважины и проектной. Типовые условия применения метода Инклинометр гироскопический непрерывный ИГН-73 используют в обсаженных и необсаженных скважинах.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Контроль заданного направления оси ствола скважины в пространстве

•

Определение истинных глубин залегания продуктивных пластов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ИГН-73 •

Диапазон определения зенитного угла от 0º до ±70º, азимута от 0º до 360º

•

Глубины скважины до 6000м

•

Допустимая основная погрешность определения азимута в диапазоне зенитного угла от 3º до 70º составляет ±2º

•

Допустимая основная погрешность ±0,2º

Обозначение прибора ИГН – инклинометр гироскопический непрерывный

Регистрируемые параметры Зенитный угол Азимут

Единицы измерения ° (градусы) ° (градусы)

ГИРОСКОПИЧЕСКАЯ ИНКЛИНОМЕТРИЯ В гироскопическом инклинометре в качестве датчика применяется блок линейных акселерометров, являющийся датчиком зенитного угла и состоящий из трех взаимно перпендикулярных акселерометров; акселерометр – прибор, предназначенный для измерения ускорения, его действие основано на измерении величины инерционного усилия.

103

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор ИГН-73 Длина, м

2,6

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

100

Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость Тип датчика

80 5000 от 100 до 350 свободное концевой (не работает в связках) гироблок с акселерометрами

Диапазон измерения, градус азимута

0 – 360

зенитного угла

0 – ± 70

Основная погрешность, градус определения азимута определения зенитного угла

±2 ± 0,2

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Гироинклинометр представляет собой гироскопический инерциальный блок, состоящий из гиростабилизированной платформы с расположенными на ней двухканальным гироскопом и двумя акселерометрами. При этом один из каналов гироскопа работает в режиме измерителя угловой скорости и используется при начальной азимутальной ориентации платформы, а второй канал – для стабилизации и управления платформой гиростабилизатора.

Аксиальная проекция скважины

104

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ NEW

НЕПРЕРЫВНЫЙ ГИРОСКОПИЧЕСКИЙ ИНКЛИНОМЕТР GYROTRACER DIRECTIONAL

GyroTracer Directional – это высокоточный надежный прибор для подземной навигации, предназначенный для измерения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно абсидальной плоскости и географического меридиана c целью определения пространственного положения скважин любого профиля. Используя новейшие технологии, компания SPT AB применяет в этом устройстве миниатюрный динамически настраиваемый гироскоп (ДНГ) для определения направления скважины. GyroTracer Directional может использоваться как c геофизическим кабелем через модуль телеметрии и наземный прибор, так и в автономном варианте при использовании батарейного блока. При работе с кабелем данные в режиме реального времени передаются на компьютер. Можно использовать одножильный или многожильный кабель. В непрерывном режиме измерения проводятся со скоростью до 150 м/мин. Без ограничений по ориентации скважины, данная съемка помогает существенно экономить время исследований. Съемка в точечном режиме проводится при остановках скважинного прибора. Длительность точечного замера составляет всего 1 минуту. Перед началом съемки не требуется предварительная калибровка и ориентирование прибора в устье. Показания GyroTracer не подвержены влиянию внешнего магнитного поля. Его можно использовать при проведении геофизических исследований скважин в колонне, в магнитно-неустойчивых зонах. Непрерывный гироскопический инклинометр состоит из скважинного прибора, наземной панели, батарейного модуля, набора центраторов и ориентирующего наконечника. Программное обеспечение для работы с инструментами Stockholm Precision Tools AB очень надежное и легкое в использовании. Типовые условия применения метода •

Применяется в нефтегазовой, горнорудной, угледобывающей, строительной и других отраслях

•

Используется в геофизических исследованиях вертикальных, наклонных, наклонно-горизонтальных, горизонтальных, обсаженных, необсаженных скважин

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРЕИМУЩЕСТВА •

Обеспечивает высокоточную и надежную инклинометрию скважин

•

Не подвержен влиянию магнитного поля Земли

•

Не требует предварительной калибровки и ориентации в устье перед началом замера

•

Непрерывный режим съемки

•

Высокая скорость движения скважинного прибора по стволу скважины до 150м/мин

•

Не требует дополнительных приспособлений

•

Измерение азимута относительно «истинного Севера»

•

Экспорт измеренных данных в Exсel и другие стандартные форматы

•

Оптимальные массогабаритные характеристики прибора, коМПактность, мобильность

105

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор GyroTracer Directional Диапазон измерения азимута, град. Комбинируемость

0-360° концевой

Погрешность измерения азимута при w < 60° (w - широта места), град. при w > 60°, град. Погрешность определения координат в непрерывном режиме, % от пройденного пути

± (0,6-0,9) secw 0,2

Диапазон измерения зенитного угла, град.

0-180°

Погрешность измерения зенитного угла, град.

± 0,1°

Диапазон измерения угла установки отклонителя, град.

0-360°

Погрешность измерения угла установки отклонителя, град.

±1,0°

Диапазон рабочих температур,˚C

от -30 до +100

Диапазон рабочих температур в батарейном режиме работы,˚C

от - 30 до +85

Максимальное рабочее давление скважинного прибора, МПа Скорость съемки, м/мин

70 до 150

Диаметр скважинного прибора, мм

Длина сенсорного модуля, мм

950

Длина модуля телеметрии, мм

400

Длина батарейного модуля, мм

700

Вес, кг Габариты наземной панели, мм Вес наземной панели, кг

106

± (1,2°-1,8°)

8 165х220х85 1

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ КАВЕРНОМЕТРИЯ – ПРОФИЛЕМЕТРИЯ Скважинная профилеметрия – это метод определения размеров и формы поперечного сечения скважины, и их изменений с глубиной. Кавернометрией называют частный случай вертикальной профилеметрии, когда измеряют изменение по стволу скважины среднего фактического диаметра, под которым подразумевается диаметр круга, эквивалентного по площади поперечному сечению скважины неправильной формы. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Обеспечение высокого вертикального литологического расчленения разреза

•

Получение прямых качественных признаков проницаемости интервалов

•

Определение фактического объема ствола скважины

•

Учет диаметра скважины при интерпретации данных БКЗ, БК, ГК, ННК и других геофизических методов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР 4СКП-Т-76-120/80, 4СКП-Т-76-150/100 •

Диапазон измерения диаметров скважины 100–600мм

•

Возможность работы в составе модульной сборки

ПРИБОР 4СКП-Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

Обозначение прибора СКП – скважинный каверномер-профилемер

Регистрируемые параметры Радиус скважины

Единицы измерения м

КАВЕРНОМЕТРИЯ – ПРОФИЛЕМЕТРИЯ Конструкции каверномеров и профилемеров в принципе аналогична. Скважинный каверномер (профилемер) представляет собой одну или несколько пар противоположно ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор калибруется при помощи устройства (кольца или гребенка), обеспечивающего отклонение рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазону измерений радиусов для данного типа аппаратуры. Наиболее часто встречаются приборы с двумя и четырьмя рычагами. Двух- и четырехрычажные каверномеры-профилемеры применяются для исследований бурящихся скважин. Для исследования существенно наклонных и горизонтальных скважин приборы необходимо центрировать.

107

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор 4СКП-Т-76-120/80

Прибор 4СКП-1Т

Прибор 4СКП-Т-76-150/100

3,525

2,4

4,070

Диаметр, мм

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

175

150

Длина, м

Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Тип конструкции Положение в скважине Комбинируемость Основная погрешность измерения, мм

108

140

100

1800

от 100 до 600

рычажный

прижат

транзитный

±5

±3

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

МЕТОДЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ТЕРМОМЕТРИЯ Измерения истинной температуры пород в их естественном залегании проводят при установившемся тепловом режиме. Исследования предназначены для определения геотермического градиента и геотермической ступени. А также определения высоты подъема цемента, температуры горных пород. Типовые условия применения метода Применяется в необсаженных скважинах.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР СОВА-3 •

ПРИБОР ТД-73

Диапазон измерения давления 0–60МПа, температуры 0–120ºС

•

Исследования в скважинах диаметром не менее 100мм

•

Диапазон измерения давления 0,1–80МПа, температуры 5–125ºС

•

Одновременная регистрация температуры, давления

•

Одновременная регистрация ГК

•

Одновременная регистрация температуры и давления

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Возможность работы в составе модульной сборки

ПРИБОР ТМ-76Т •

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

Обозначение прибора ТМ – прибор для измерения температуры и давления СОВА – глубинный комплексный прибор для контроля за разработкой

Регистрируемые параметры Температура в градусах

Единицы измерения ºС

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max Р (МПа)

Скорость каротажа, м/ч

СОВА-3

1,6

120

2000

концевой

ТД-73

0,9

125

1500

транзитный

ТМ-76Т

1,41

185

155

1500

транзитный

Тип прибора

Масса (кг)

Комбинируемость

109

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН АКУСТИЧЕСКАЯ ЦЕМЕНТОМЕТРИЯ (АКЦ) Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. Информативными характеристиками являются амплитуды или коэффициент эффективной волны по колонне, а также интервальное время распространения продольной волны. Для оценки цементирования на качественном уровне используют фазокорреляционные диаграммы. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на нефтяной или водной основе.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Определение высоты подъема цементного раствора

•

Оценка состояния контакта тампонажной смеси с обсадной колонной и горными породами

•

Оценка герметичности затрубного пространства

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР МАК-2-73/МАК-2-100

ПРИБОР МАК-42

•

Диапазон измерения давления 0–60МПа, температуры 0–120ºС

•

Одновременная регистрация температуры, давления

•

Одновременная регистрация ГК

•

Возможность проведения спуско-подъемных операций через буровой инструмент

•

Уменьшенный диаметр прибора – 42мм

•

Спектр излучаемых частот – 28кГц

•

Возможность работы в составе модульной сборки

•

Прибор работает как автономно, так и в сборке с приборами комплекса АМК-42

ПРИБОР МАК-9СК •

Спектр излучаемых частот для интегрального зонда – 16кГц, сканирующего – 100кГц

•

Возможность работы в составе модульной сборки

Обозначение прибора МАК-СК - прибор акустического каротажа интегрально - сканирующий МАК – прибор акустического каротажа с излучателем АК-73ПМ(К) – прибор акустического каротажа

110

NEW

Регистрируемые параметры Интервальное время ∆t=t2-t1 Амплитуда волны А1, А2 Коэффициент затухания A=20/S(lg(А1/А2)

Единицы измерения Микросекунда на метр (мкс/м) Вольты (В) (усл.ед.) Децибел на метр (дБ/м)

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ОБЩАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ МАК-2. В настоящее время наиболее простыми и в то же время наиболее широко применяемыми являются трехэлементные зонды, которые состоят из импульсного излучателя И и двух расположенных на некотором расстоянии от него приемников П1 и П2, воспринимающих колебания. В данном модуле вместо двух приемников могут быть установлены два излучателя И1 и И2. Излучатель, соответственно, заменяется приемником. МАК-9-СК. В настоящее время широко используется аппаратура интегрально-сканирующего акустического каротажа, в блоке зондов которого расположены излучатель и два интегральных приемника, блок излучателей и блок приемников, содержащие соответственно 8 излучателей и 8 приемников (сканирующий зонд); одноименные излучатели и приемники образуют 8 измерительных акустических каналов, что позволяет определять состояние сцепления цементного камня с обсадной колонной радиально в секторах по 45 градусов.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАК-2-73/МАК2-1001

МАК-9СК2

МАК-3

МАК-42

МАК-4-603

4,0

5,0

4,8

3,6

4,0

Длина, м Диаметр без центраторов, мм

73/100

100

Масса, кг

135

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований)

1400

500

1400

1200

Диаметр исследуемых скважин, мм

от 146 до 345

от 140 до 245*

от 245 до 508

от 70 до 150

Положение в скважине

центрируется

концевой

концевой/транзитный

концевой

Тип излучателя

магнитострикционный

Тип приемника

пьезокерамический

И1П10.5П2

И11.0П10.5П2/ И(1-8)0.4П(1-8)

И11.5П10.5П2

И11.0П10.5П2

И10.75П10.5П2

120-600

3,0

2,0

3,0

2,0

Комбинируемость

Формула измерительного зонда Диапазон измерений интервального времени Относительная погрешность при измерении интервального времени, %

* При использовании специализированных центрирующих устройств

МАК-2-73/МАК-2-100

МАК-9СК

МАК-42

DSLT - аналог аппаратуры компании Schlumberger SBT - аналог аппаратуры компании Baker Hughes 3 SSLT - аналог аппаратуры компании Schlumberger 1 2

111

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ГАММА – ГАММА ЦЕМЕНТОМЕТРИЯ – ДЕФЕКТОСКОПИЯ Метод гамма-гамма цементометрии обсаженных скважин основан на регистрации рассеянного гамма-излучения. Метод применяется для оценки качества цементирования обсадной колонны и основан на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности вещества основных сред, слагающих скважину. Основными средами являются жидкость, находящаяся внутри обсадной колонны; стальная колонна обсадных труб; тампонажный или буровой раствор в затрубном пространстве; горные породы, слагающие разрез скважины. Вертикальная разрешающая способность метода - 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 15см. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах, заполненных любым типом раствора (при условии, что различия в плотностях цементной смеси и промывочной жидкости составляет не менее 0,3г/см3)

ПРИМЕНЕНИЕ •

Определение высоты подъема цемента в затрубном пространстве

•

Определение плотности вещества в затрубном пространстве: интегральной, селективной, максимальной и минимальной

•

Оценка однородности заполнения затрубья тампонажной смесью

•

Определение эксцентриситета колонны в скважине

•

Определение средней по периметру толщины стенки труб обсадной колонны

•

Определение местоположения соединительных муфт, центрирующих фонарей, пакеров и т.п

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОРЫ ЦМ 3-4, ЦМ 8-12, ЦМ 8-16 •

•

Содержат компенсированные зонды, позволяющие исключить влияние ближней зоны на показания метода

ПРИБОР ЦМ 8-10 •

Имеет четырехканальный центрированный зонд

•

Диапазоны измерения плотности вещества в затрубном пространстве 1–2г/см3

ПРИБОР СГДТ-П

112

ПРИБОР СГДТ-7-8

•

За один спуско-подъем регистрируют 8 диаграмм: толщинограмму, 6 селективных цементограмм и диаграмму гамма-каротажа

•

За один спуско-подъем регистрируют 10 диаграмм: толщинограмму, 8 селективных цементограмм и диаграмму гамма-каротажа

•

Исследования можно проводить в обсадной колонне диаметром от 146 до 178мм с максимальным углом наклона до 50˚

•

Исследования можно проводить в обсадной колонне диаметром от 178 до 194мм с максимальным углом наклона до 50˚

•

Диапазоны измерения: толщины стенки обсадной колонны 5–12мм, плотности вещества в затрубном пространстве 1–2г/см3

•

NEW

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН Обозначение прибора ЦМ – гамма-гамма цементомер СГДТ – скважинный гамма-дефектомертолщиномер

Регистрируемые параметры Независимые кривые рассеянного гаммаизлучения Интенсивность рассеянного гамма-излучения по периметру колонны Интегральная кривая Толщина стенки колонны

Единицы измерения имп./мин имп./мин имп./мин мм

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦМ Прибор ЦМ (3-4)

Прибор ЦМ (8-10)

Прибор ЦМ (8-12)

Прибор ЦМ (8-16)

Длина, м

1,9

1,55

1,85

3,0

Диаметр, мм

175

195

Масса, кг

110

100

Максимальная рабочая температура, °С

100

Максимальное рабочее давление, МПа

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований)

750

Диапазон диаметров колонны, мм

от 89 до 114

от 219 до 273

от 219 до 324

от 219 до 426

Положение в скважине

центрируется

концевой

Комбинируемость Источник

137

Тип детектора Макс. угол наклона колонны, град. Диапазон измерения объемной плотности, г/см3

137

NaI(Tl)

1,0 – 2,0

ГАММА – ГАММА ЦЕМЕНТОМЕТРИЯ – ДЕФЕКТОСКОПИЯ Прибор представляет собой комбинацию нескольких зондов ГГК, короткого и длинных, с одним источником. В качестве источника гамма-квантов использован радионуклид 137Cs. Детектор короткого зонда-толщиномера размещен на определенном расстоянии от источника. Это расстояние и углы наклона коллимационных отверстий выбраны так, чтобы интенсивность рассеянного гамма-излучения зависела главным образом от толщины обсадной колонны. Детектор длинного зонда-цементомера состоит из нескольких сцинтилляционных счетчиков. Размер длинного зонда выбран таким, чтобы на его показания влияла в основном плотность среды за стенкой обсадной колонны. Между детекторами и источником размещен свинцовый экран.

113

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СГДТ Прибор СГДТ-П

Прибор СГДТ-7-8

Длина, м

2,5

2,4

Диаметр, мм

110

140

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

в интервале М 1:500

1100

800

в интервале М 1:200

550

400

от 146 до 178мм

от 178 до 194мм

центрируется

концевой

Максимальная скорость записи, м/ч

Диапазон диаметров колонны, мм Положение в скважине Комбинируемость Источник Тип детектора Макс. угол наклона колонны, град. Диапазон измерения объемной плотности, г/см3 Толщины стенки, мм

137

NaI(Tl)

137

NaI(Tl)

1,0–2,0

1,0 – 2,0

5-12

5 - 12

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Прибор представляет собой комбинацию нескольких зондов ГГК, короткого и длинных, с одним источником. В качестве источника гамма-квантов использован радионуклид 137Cs. Детектор короткого зонда-толщиномера размещен на определенном расстоянии от источника. Это расстояние и углы наклона коллимационных отверстий выбраны так, чтобы интенсивность рассеянного гамма-излучения зависела главным образом от толщины обсадной колонны. Детектор длинного зонда-цементомера состоит из нескольких сцинтилляционных счетчиков. Размер длинного зонда выбран таким, чтобы на его показания влияла в основном плотность среды за стенкой обсадной колонны. Между детекторами и источником размещен свинцовый экран.

114

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЙ ДЕФЕКТОСКОП Электромагнитная дефектоскопия является одним из основных методов изучения технического состояния обсадных колонн. Изучение характеристик поля позволяет выделить дефекты колонны, оценить их расположение, форму, размеры, а также толщину стенок. Действие электромагнитного дефектоскопа основано на изучении переменного электромагнитного поля, создаваемого генераторными катушками зонда, который помещен внутрь стальных обсадных или насосно-компрессорных труб. Переменное магнитное поле генераторных катушек возбуждает вихревые токи в хорошо проводящих трубах. Вторичное магнитное поле вихревых токов изучается с помощью приёмных катушек зонда. Трещины в стенках труб, проявления коррозии, съедающей металл, затрудняют прохождение вихревых токов, и это изменяет величину вторичного магнитного поля токов. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных действующих нефтяных и газовых скважинах без остановки процесса эксплуатации.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Определение высоты подъема цемента в затрубном пространстве

•

Детальногеобследование технического состояния колонны по нескольким образующим (для приборов сканирующего типа), обнаружение дефектов, определение их формы и размеров

•

Определение толщины стенки колонны средней по окружности и по нескольким образующим

•

Выявление и определение местоположения перфорационных отверстий сверлящей и кумулятивной перфорации

•

Оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ NEW

•

ПРИБОР МИД-К

ПРИБОРЫ ЭМДС-С, ЭМДС-ТМ-42Е И ЭМДС-ТМ-42У

Позволяет исследовать одну (центральную) колонну или одновременно две колонны, например НКТ и ЭК, или две ЭК, с указанием дефектов и зон коррозии, с представлением количественных диаграмм или таблиц осредненной по окружности толщины каждой колонны в миллиметрах

•

Предназначен для дефектоскопии и раздельного определения толщины стенок труб в скважинах

•

Позволяет исследовать конструкцию скважины

•

Определяет толщину 2-х внутренних труб отдельно для каждой трубы;

•

Максимальная толщина одиночной исследуемой трубы до 16мм

•

Обнаруживает дефекты типа трещин, порывов, интервалы коррозии и механического истира

•

В составе содержит высокочувствительный термометр и блок ГК

Обозначение прибора МИД-К – магнитоимпульсный дефектоскоп-толщиномер кабельный ЭМДС – электромагнитный дефектоскоп скважин

115

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭМДС-ТМ-42У1

Прибор МИД-К

Прибор ЭМДС-С

ЭМДС-ТМ-42Е

Длина, м

1,7

Диаметр, мм

2,6

3,1

2,3

112

Масса, кг

110

Максимальная рабочая температура, °С

100

120

100

120

Максимальное рабочее давление, МПа

100

в интервале М 1:500

400

350

в интервале М 1:200

150

от 63 до 324

от 146 до168

от 63 до 324

3 - 12

до 16

3 – 12

центрируется

концевой

свободное

Максимальная скорость записи, м/ч

Диапазон диаметров колонны, мм Минимальная протяженность дефекта типа трещины, мм Диапазон изучения толщины стенок трубы, мм Положение в скважине Комбинируемость Основная относительная погрешность измерения толщины стенки, %

ОБЩАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ ЭМДС-С В скважинном приборе аппаратуры ЭМДС-С имеется несколько зондов, включающих генераторные и приемные катушки. Всего скважинный прибор содержит 11 датчиков электромагнитного поля и блок гамма-каротажа. В четырех прижимных башмаках размещены четыре дифференциальных датчика малых дефектов и четыре датчика толщины. Кроме того, имеются три интегральных зонда, размещенных на оси прибора, в том числе один осевой и два поперечных. Как правило, дефектоскоп работает в двух режимах: режим изучения толщины стенок и выявления крупных дефектов (сокращенно режим толщины) и режим выявления малых дефектов (сокращенно режим дефектов).

ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЙ ДЕФЕКТОСКОП В скважинном приборе аппаратуры имеется несколько зондов, включающих генераторные и приемные катушки. Всего скважинный прибор содержит несколько датчиков электромагнитного поля и блок гамма-каротажа. Скважинный прибор выполняет следующие функции: • Вырабатывает ряд частот для синхронизации различных процессов; • Подавая ток в генераторные катушки зондов, вызывает тем самым возникновение вихревых токов в окружающих колоннах; • При отключении тока производится измерение переходных процессов; • Измеренные данные по цифровому каналу связи передаются в наземную часть аппаратуры для регистрации и последующей компьютерной обработки. • Дополнительно производится измерение температуры окружающей среды. Высокочувствительный малоинерционный внешний датчик температуры позволяет обнаружить малейшие изменения температурного поля, которые обычно связаны с перетоками жидкости и газа. • Дополнительно производится измерение температуры электронного узла с помощью внутреннего термодатчика.

116

METT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН NEW

ТРУБНАЯ ПРОФИЛЕМЕТРИЯ

Нарушение целостности любой скважины может оказаться очень дорогостоящим и привести к потерям в добыче, загрязнению окружающей среды, расходам на ремонт или несчастным случаям. Причиной повреждения могут стать геологические сдвиги, коррозия и эрозия. Прибор для контроля целостности скважины ПФТ-8-ГК-ЛМ обеспечивает точную оценку, на основе которой можно предпринять соответствующие меры для увеличения срока эксплуатации скважины. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах.

ПРИМЕНЕНИЕ • •

Количественное выявление и изучение динамики износа в обсадной колонне

•

Детализация параметров интервала перфорации

Количественная оценка внутреннего поперечного сечения труб (смятие, выработка, износ, остаточная толщина труб)

•

Выявление участков коррозии

•

Оценка и уточнение конструкции обсадной колонны

•

Определение обрывов и рассоединения труб по муфтам

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР ПФТ-8-ГК-ЛМ •

Снабжен отклонителями, позволяющими проводить исследования скважин с углами наклона до 75 градусов

•

Количество измерительных рычагов: 8шт

Обозначение прибора ПФТ-8-ГК-ЛМ – профилемер скважинный трубный

Регистрируемые параметры Внутренний диаметр обсадной колонны Толщина стенки колонны

Единицы измерения м мм

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор ПФТ-8-ГК-ЛМ1 Длина, м Диаметр, мм

не более 80

Масса, кг

Максимальная рабочая температура, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Тип конструкции Количество измерительных рычагов, шт Положение в скважине Комбинируемость

3,2

PMIT - аналог аппаратуры компании Schlumberger

1500 от 90 до 300 рычажный 8 центрируется концевой

117

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Представляет собой 8 радиально ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке обсадной колонны, а другой соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал.

ТРУБНАЯ ПРОФИЛЕМЕТРИЯ Представляет собой 8 радиально ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке обсадной колонны, а другой соединен с резистивным мостом, преобразующим угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор работает на трехжильном бронированном кабеле. В рабочем положении скважинный прибор центрируется относительно оси, центратором и рычагами в нижней части прибора. Имеющиеся в скважинном приборе 8 резистивных датчиков перемещения, каждый из которых механически связан со своим рычагом, соединены в параллельную группу. Питание этой группы осуществляется постоянным стабилизированным током от источника питания.

118

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН АКУСТИЧЕСКИЙ ЦЕМЕНТОМЕР ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ Акустический цементомер при различных режимах предназначен для работ в колоннах 70-150мм и гидротестирования заколонных каналов и трещин ступенчато-изменяемым давлением. Используется малогабаритный прибор для контроля качества цементирования методом сравнительного анализа при различных режимах давления в скважине. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах, заполненных негазированной жидкостью на нефтяной или водной основе.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценки гидродинамической связи в системе скважина – пласт

•

Определение качества цементирования обсадной колонны

Обозначение прибора Интервальное время ∆t=t2-t1 Амплитуда продольной волны А1, А2 Затухание α=f (ln А1/А2)

•

Определение герметичности колонны

Регистрируемые параметры Микросекунда на метр (мкс/м) Вольты (В) (усл.ед.) Децибел на метр (дБ/м)

119

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор МАК-42 Формула зонда Диапазон измерений интервального времени распространения упругих волн, мкс/м

И11,0П10,5П2 120-600

Диапазон измерений коэффициента затухания упругих волн, дБ/м

3-30

Предел основной относительной погрешности измерений интервального времени, %

±3,0

Предел основной абсолютной погрешности измерений коэффициента затухания в диапазоне от 3 до 15 дБ/м, дБ/м

±1,5

от 15 до 30 дБ/м, дБ/м

±3,0

Напряжение питания постоянного тока, В Комбинируемость Потребляемый ток, мА, не более Диапазон рабочих температур модуля, °С Допустимое гидростатическое давление, МПа

50 концевой 200 5-120 60

Габаритные размеры модуля, мм длина диаметр (без учета центраторов) Масса, кг, не более Диаметр исследуемых скважин, мм

120

3527 42 30 от 70 до 150

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННАЯ ТЕЛЕВИЗИОННАЯ ВИДЕОСИСТЕМА1 Малогабаритный скважинный видеокомплекс (СВК) на оптоволоконном геофизическом кабеле предназначен для визуального контроля технического состояния скважин и видеонаблюдения, записи в реальном масштабе времени процессов, происходящих в скважинах на глубине с давлением до 25МПа и температурой до 80ºС. Типовые условия применения метода Позволяет производить видеосъёмку в скважинах различной конструкции: необсаженных, обсаженных одной или несколькими колоннами, с опущенными насосно-компрессорными трубами (НКТ), оборудованных эксплуатационными фильтрами (и др.), различного заполнения: водой, воздухом или газом.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Исследование призабойной зоны

•

Оценка состояния эксплуатационной колонны

•

Наблюдение за процессами, происходящими в скважине в заданном интервале

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВИДЕО-КОМПЛЕКС СВК-4 •

Позволяет вести прямое видеонаблюдение за процессами, происходящими в скважине

•

Осуществляет регистрацию видеоинформации на жёсткий диск

•

Позволяет регулировать освещённость наблюдаемых объектов

Обозначение прибора СВК – скважинный видеокомплекс

Дефект колонны в виде продольного разрыва с неровными краями, с отсутствием части эксплуатационной колонны около 120 градусов в поперечнике

HawkEye - аналог аппаратуры компании Halliburton

Наблюдается муфтовое соединение эксплуатационной колонны

121

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Применяемые видеокамеры Тип матрицы

Цветные/Чёрно-белые 1/3” CCD Ex-view

Разрешение, твл

420, 580

Чувствительность, Lux

0, 0003

Угол обзора, град.

92-130

Напряжение питания (постоянное) на головке прибора, В

150±10

Потребляемый ток, мА без охлаждения ВК

~ 30

с охлаждением ВК

~ 200

с дополнительным освещением

~ 400

Потребляемая мощность, Вт Давление, не более, МПа Температура, ºС Диаметр, мм Длина, не более, мм Масса, кг Код телеметрии Тип кабеля (оптический канал - многомодовое оптоволокно) Длина кабеля, м Операционная система регистрации видеоинформации Скорость записи видеоинформации, 25кадров/сек

122

3-40 25 60 (80 max) 42 2500 15 Манчестер-2 КГ (1хМОВ)-20-90 до 5000 Windows XP, Windows 7 25

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН NEW

АКУСТИЧЕСКИЙ СКАНЕР-ТЕЛЕВИЗОР (АСТ)

Основным назначением прибора АСТ, работающего на отраженных волнах и осуществляющего круговое сканирование колонны, является измерение поперечного сечения и толщины колонны, а также оценка распределения цементного камня за обсадной колонной. Типовые условия применения метода Применяется в скважинах с открытым стволом и обсаженных стальной колонной, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе с плотностью не более 1,2 г/см3.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Определение внутреннего диаметра обсадной колонны

•

Определение толщины колонны

•

Оценка деформаций обсадной колонны

•

Контроль перфорации

•

Определение участков внутренней и внешней коррозии обсадной колонны

•

Выделение каналов перетока флюида в затрубном пространстве

ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценка качества цементирования в высокоскоростных разрезах

•

Выявления типов дефектов (вертикальный канал, каверны в цементном камне)

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР АСТ •

Диапазон измерения внутреннего радиуса скважины: 55-110мм ±0,4

•

Диапазон измерения толщины колонны: 6,5-10мм ±0,4

Обозначение прибора АСТ – акустический сканер-телевизор

•

Позволяет регулировать освещённость наблюдаемых объектов

Регистрируемые параметры Внутренний радиус скважины Амплитуда отраженного сигнала Толщина колонны Сцепление цементного камня с колонной

Единицы измерения мм отн. ед. мм

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ КОНСТРУКЦИЯ МОДУЛЯ Обеспечивает данные для определения акустических свойств стенки скважины методом отражённых волн на прямом луче (метод эхо-сигнала). Измерения производятся путём обработки данных, содержащихся в волновых картинах отражений, вызванных импульсными посылками электроакустического преобразователя, непрерывно вращающегося вокруг оси прибора. Преобразователь обладает низкой добротностью, т.е. возбуждает короткий акустический импульс (2÷3 периода). За один оборот преобразователь излучает и принимает акустические колебания 30 раз в режиме «цементомер» и 128 раз в режиме «имиджер». Для цементометрии используется преобразователь с резонансной частотой 400 кгц (нч), для получения видеоизображения (режим «имиджер») - 1000кгц (вч). Каждый цикл излучение-приём отстоит от соседних на 12º (1/30 оборота) в режиме «цементомер» и 2,81º (1/128 оборота) в режиме «имиджер». Циклы синхронизированы по углу поворота преобразователя, а их положение в пространстве учитывается по показаниям акселерометров (при углах наклона >10˚). Начало каждого оборота преобразователя фиксировано относительно образующей прибора. Измерение скорости упругих колебаний в промывочной жидкости осуществляется дополнительным опорным преобразователем, установленным на фиксированном расстоянии от отражателя.

123

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор АСТ1 Длина, м

2,500

Максимальный диаметр, мм Масса, кг

76 70

Максимальная рабочая температура, °С

120 (150)

Максимальное рабочее давление, МПа

Питание, В

220

Комбинируемость Положение в скважине

концевой центрируется

Режим цементомера резонансная частота «рабочего» преобразователя ПИ1 (НЧ), кГц: с ГС74 с ГС146 частота записи на 1 оборот зонда

400 300 30 волновых картин

количество точек оцифровки на 1 волновую картину

256

шаг оцифровки, мкс

0,4

скорость каротажа, м/час, не более

150 при шаге 10см 300 при шаге 20см

диаметр исследуемых скважин с ГС74, мм

110÷240

диаметр исследуемых скважин с ГС146, мм

200÷320

Режим имиджера резонансная частота «рабочего» преобразователя ПИ1 (НЧ): с ГС74, МГц с ГС146, МГц частота записи на 1 оборот зонда количество точек оцифровки на 1 волновую картину шаг оцифровки, мкс скорость каротажа, м/час, не более

1 1 128 волновых картин 2048 0,1 60 при шаге 2см 150 при шаге 5см 300 при шаге 10см

диаметр исследуемых скважин с ГС74, мм

110÷240

диаметр исследуемых скважин с ГС146, мм

200÷320

АКУСТИЧЕСКИЙ СКАНЕР-ТЕЛЕВИЗОР (АСТ) Принципиальной частью аппаратуры ультразвуковых методов является электроакустический преобразователь, который установлен во вращающуюся головку и работает по принципу эхолокации. Преобразователь выполняет функции излучателя и приёмника акустических колебаний. Акустическое сканирование основано на измерении параметров сигналов радиального резонанса облучаемого сегмента обсадной трубы, возникающих при нормальном падении акустического импульса на внутреннюю стенку трубы (сигналы реверберации).

124

USI - аналог аппаратуры компании Schlumberger

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН

125

Услуги при строительстве эксплуатационных и разведочных скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН NEW

СКАНЕР-ЦЕМЕНТА1

Оценка качества цементирования

•

Оценка коррозии, перфорации и нарушений

•

Эксцентриситет колонны

•

Отображение внутренней стенки колонны

•

Толщина и внутренний диаметр колонны

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОР: СКАНЕР ЦЕМЕНТА •

Диапазон измерения внутреннего радиуса скважины: 55-110мм ±0,4

•

Диапазон измерения толщины колонны: 6,5-10мм ±0,4

•

Позволяет регулировать освещённость наблюдаемых объектов

126

1 2

140-178 922 1,35 120 80 3 70 400 250 Диапазон 0÷10 60÷90 6,5÷10

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

127

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН И В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ Освоение компрессированием Освоение свабированием Освоение струйным насосом Технология КИС Азотные, азотно-кислотные и композитные обработки скважин УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН Определение профиля притока и источника обводнения Определение дебита и % обводненности Определение гидродинамических параметров пласта УСЛУГИ ПО ИССЛЕДОВАНИЯМ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Определение профиля приемистости Определение гидродинамических параметров пласта ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМ ПРИБОРОМ НА ПРОВОЛОКЕ АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ Испытание пластов на кабеле Испытание пластов на трубах в открытом стволе Испытание пластов на трубах в закрытом стволе ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОРОТКО-ЖИВУЩЕГО РАДИОНУКЛИДА НАТРИЙ–24 (РКР) ТЕХНОЛОГИЯ МГДИ ТЕХНОЛОГИЯ НЕПРЕРЫВНОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАБОТЫ ПЛАСТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН

130 130 131 133 135 136 139 139 141 142 145 145 146 147 148 151

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА И НКТ

164

155 155 157 158 159 163 164 165

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 72 078

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

По вопросам оказания услуг

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

Осовский Александр Васильевич Начальник ПТО

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 47 70 620

+7 (904) 47 79 973

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

e-mail: ptokngf@kngf.org

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам обращаться

Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2

АверьЯнов Андрей Николаевич Начальник участка ИПТ ПС и ГО

Власов Степан Валерьевич Начальник КИП-3

+7 (904) 47 73 815

+7 (960) 39 08 010

e-mail: averyanov_an@kngf.org

e-mail: VlasovSV@kngf.org

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам обращаться

По вопросам интерпретации материалов ГИС в ЯНАО

+7 (904) 47 71 466 e-mail: Demidov_KA@kngf.org По вопросам интерпретации

Внуков Дмитрий Анатольевич Начальник участка ГНКТ +7 (950) 51 36 409 e-mail: vnukov_da@kngf.org По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

129

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ ОСВОЕНИЕ КОМПРЕССИРОВАНИЕМ ЗАДАЧИ •

Определение интервалов и профиля притока

•

Определение эксплуатационных характеристик пласта

•

Определение интервалов и источников обводнения

•

Определение технического состояния эксплуатационной колонны

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ В скважину, в которой предполагают проводить геофизические исследования при компрессировании, опускают насосно-компрессорные трубы, оборудованные пусковыми клапанами и в нижней части – воронкой. Соединяют компрессор с межтрубным пространством и, закачивая воздух, создают условия возникновения притока жидкости из пласта. После кратковременного дренирования пласта компрессор отключают, разряжают межтрубное пространство. Геофизические исследования при этом проводят через насосно-компрессорные трубы.

130

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ NEW

ОСВОЕНИЕ СВАБИРОВАНИЕМ

Технология свабирования заключается в снижении уровня жидкости в скважине путем последовательного выноса на поверхность объемов флюида над поршнем (свабом). При проведении работ применяют стандартные агрегаты для капитального ремонта скважин и геофизические подъемники, оснащенные штатным каротажным кабелем. На фонтанной арматуре монтируют тройник-разрядник и геофизический лубрикатор, оборудованный гидравлическим сальниковым устройством. Тройник-разрядник обвязывается мерной емкостью. Типовые условия применения метода •

Свабирование является технологически простым и экономичным методом освоения

•

Более экологически безопасный метод освоения скважины по сравнению с компрессированием

•

Является более щадящим методом (не создаёт депрессии на пласт)

ПРИМЕНЕНИЕ •

Снижение уровня жидкости перед перфорацией для обеспечения вскрытия пласта на депрессии

•

Освоение скважины

•

Очистка призабойной зоны пласта

•

Увеличение дебита действующей скважины

•

Вызов притока из пласта при геофизических исследованиях: гидродинамических, определении профиля притока, источника обводнения, диагностике технического состояния скважины

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ Процесс свабирования проводят для снижения уровня, обеспечивающего заданную депрессию на пласт, или до извлечения заданного объема жидкости. В зависимости от решаемой задачи свабирование может состоять из одного или нескольких циклов. Между циклами производят прослеживание динамических уровней с целью определения состава притока и текущего дебита скважины. По окончании работ Заказчику выдаются график свабирования и таблица данных информационного обеспечения технологии: глубина спуска сваба, глубина статических и динамических уровней жидкости в НКТ, количество поднятой на поверхность жидкости и т.д. Процесс свабирования может контролироваться автономными манометрами, которые устанавливают или на колоннах НКТ, или в переходник ПАСП, или в шахту под перфоратор ПКТ-89. Оснащение колонны НКТ

Высота выносимого столба жидкости, м

Предельная нагрузка, т

Без пакера

200-250

1,4-1,7

С пакером

150-200

1,4-1,7

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СВАБИРОВАНИЯ •

Спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными (прорайбированными) и прошаблонированными, иметь постоянный внутренний диаметр, быть плотно подогнанными в муфтах

•

Грузонесущим элементом является кабель

Прибор СВАБ

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max Р (МПа)

Масса (кг)

2,5

131

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ АППАРАТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС «СВАБ» Информационное сопровождение технологии свабирования обеспечивает аппаратно-технологический комплекс «СВАБ», представляющий собой скважинный прибор, составленный из набора функциональных модулей: свабирующего устройства; датчиков, регистрирующих давление над и под манжетой сваба; модулей термометрии и влагометрии. Наземная аппаратура фиксирует глубину и скорость перемещения сваба. Спуско-подъемные операции прибора в колонне НКТ осуществляются на геофизическом кабеле с использованием каротажного подъемника.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИБОРА СВАБ Прибор СВАБ Конструкция прибора позволяет оперативно менять его модульный состав Использовать при диаметре НКТ от 2,0 до 3,0 дюймов

концевой центрируется

Диапазон измерения температуры давления влагометрии Максимальная производительность составляет

от +5 до +85ºС 0-6МПа 0-60% 0,8м3/цикл

Предел допустимой систематической составляющей основной погрешности измерений температуры давления влагосодержания

132

2ºС 0,03МПа 2,0%

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ ОСВОЕНИЕ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ Устройство эжекторного исследования скважин УЭГИС-3 предназначено для вызова притока из пласта с целью исследований скважин и воздействия на прискважинную зону пластов, в частности, для месторождений с аномально-низкими пластовыми давлениями и высокой (до одного Дарси) проницаемостью коллекторов. Типовые условия применения метода Струйный насос с вымываемой вставкой предназначен для освоения и интенсификации притока, продолжительной добычи нефти в осложненных скважинных условиях — пескопроявлением, высоким газовым фактором, обводненностью, температурой, с ухудшенными фильтрационными свойствами коллектора, в скважинах наклонно-направленных и искривленных.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Снижение забойного давления и вызов притока из пласта

•

Воздействие на пласт гидроударами

•

Проведение гидродинамических исследований в скважинах на установившихся или неустановившихся режимах

•

Удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта при различных химических обработках

133

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРЕИМУЩЕСТВО •

Рабочий агент (техническая вода) исключает возникновение газовоздушных смесей в скважине

•

Позволяют в течение 2-3 минут установить требуемое забойное давление и поддерживать его в течение необходимого времени

•

Возможность регистрации КВД

•

Регистрация на стабильных режимах притока

•

Предварительное дренирование скважины

•

Возможность достичь высокой депрессии

Работа устройства 1 - корпус УЭГИС-3 2 - обратный клапан 3 - сальниковый мехнизм 4 - кабель 5 - кабельная головка 6 - поршень 7 - пружина 8 - переточные каналы 9 - сопло 10 - смеситель 11 - всасывающая камера 12 - всасывающий канал 13 - проходной канал

134

Работа уравнительного клапана Путь поступления пластовой жидкости Путь циркуляции рабочей жидкости Путь перетока рабочей жидкости через уравнительный клапан

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕХНОЛОГИЯ «КИС» Типовые условия применения метода Определение гидродинамических параметров пласта, профиля притока, источников обводнения и КВУ.

ПРЕИМУЩЕСТВА •

Высокая создаваемая депрессия

•

Высокоя точность при рассчете обводненности

•

Установка автономных манометров позволяет обеспечить непрерывную запись КВУ, что, в свою очередь, повышает качество расчетных гидродинамических параметров

•

Регистрация точечной манометрии прибором «Сова» позволяет произвезти расчеты по КП (кривая притока) с выдачей предварительного заключения Заказчику еще до извлечения автономной аппаратуры

•

Возможность выполнить исследование в режиме максимального притока

ЭТАПЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ 1. Начальный этап включает в себя спуск компоновки, состоящей из следующих ключевых элементов: •

Патрубок ПП (снабжен автономным манометром для контроля герметизации межтрубного пространства).

•

Дифференциальная камера с керамическим диском (используется для создания депрессии после разбития).

•

Пакер (используется для герметизации межтрубного пространства).

•

Патрубок УЗД (снабжен автономным манометром трубным и затрубным для расчета гидродинамических параметров).

2. В процессе спуска компоновки полость внутри НКТ выше керамического диска заполнена жидкостью, уровень которой должен обеспечивать при разбитии необходимую депрессию. 3. Позиционирование и установка пакера. 4. Разбитие диска с использованием ударного инструмента, закрепленного на комплексный прибор, это, в свою очередь, позволяет без временных задержек приступить к регистрации всех необходимых параметров.

135

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ АЗОТНЫЕ, АЗОТНО-КИСЛОТНЫЕ И КОМПОЗИТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН Передвижная азотная криогенная установка, оснащенная криогенным газификатором с максимальной подачей газообразного азота 85м3/мин и максимальным рабочим давлением 70МПа. ТЕХНОЛОГИИ •

Газлифтный способ освоения скважин

•

Газлифт через рабочую колонну ГНКТ

•

Технологии освоения скважин после гидроразрыва пласта (ГРП)

•

Финальная промывка ствола скважины

•

Кислотная обработка призабоиной зоны

•

Промывка ствола скважины после ГРП

Установка ГНКТ

•

Источник инертного газа

•

Компрессор для закачки азота

•

ПАВ

Диаметр гибкой трубы выбирают исходя из того, чтобы гидравлическое сопротивление трубы и кольцевого канала между ней и колонной лифтовых труб соответствовало требуемому расходу технологической жидкости (или газа), обеспечивающей удаление жидкости глушения. При этом необходимо учитывать дополнительное давление, обусловленное гидравлическим сопротивлением кольцевого канала, воздействующего на продуктивный пласт, поскольку при проведении процесса увеличивается опасность поглощения продуктивным пластом технологической жидкости или газа.

136

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ АЗОТНЫЕ, АЗОТНО-КИСЛОТНЫЕ И КОМПОЗИТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП) ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП) •

•

ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ •

Установка гнкт

•

Промывочные жидкости

•

Насосная установка

•

Источник азота

•

Емкости для промывочной и отработанной жидкостей

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ Операция по очистке и азотному газлифту производится за один спуск-подъем рабочей колонны ГНКТ, состоит из трех стадий и обычно проводится за один спуск-подъем гибкой трубы.

137

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЙ АЗОТНЫЕ, АЗОТНО-КИСЛОТНЫЕ И КОМПОЗИТНЫЕ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПРИЗАБОИНОЙ ЗОНЫ Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, с целью увеличения его проницаемости. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ •

Установка ГНКТ

•

Емкость для запаса кислоты

•

Установка для кислотной обработки скважин, имеющая специализированный насос

•

Кислота

ФРЕЗЕРОВАНИЕ ФРАК-ПОРТОВ И ОСВОЕНИЕ ПОСЛЕ МГРП (МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТОВ) Одна из самых востребованных технологий с применением колтюбинга – освоение после многостадийных ГРП (МГРП). Сущность технологии МГРП заключается в следующем: в горизонтальный ствол спускается компоновка, которая позволяет разделить продуктивный пласт на необходимое количество отсеченных друг от друга пакерами участков. Затем поочередно с помощью шаров открываются циркуляционные клапана и проводятся гидравлические разрывы. После проведения МГРП выполняются следующие операции с использованием колтюбинга:

138

•

Удаление проппанта из компоновки заканчивания

•

Фрезерование фрак-портов (шаров и седел)

•

Вызов притока из пласта.

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА И ИСТОЧНИКОВ ОБВОДНЕНИЯ Исследования основаны на регистрации физических полей, определяемых наличием и структурой потоков флюида в стволе скважины и околоскважинном пространстве. Измерения проводятся при установившихся (длительное время эксплуатирующиеся скважины), неустановившихся (скважины с изменением режима отбора) и переходных термогидродинамических полях. Неустановившиеся режимы возникают после пуска или остановки скважины. Сочетание кратковременного пуска и последующей остановки приводит к возникновению переходных полей. Для решения задач определения профилей притока и источников обводнения используется комплекс разнорежимных исследований: в остановленной и работающей скважинах, а также в процессе вызова притока. Замеры выполняются в пределах отдельного интервала детальных исследований. При работах в скважинах с низкими пластовыми давлениями (нефонтанирующих) дополнительно производятся измерения по стволу в интервалах изменения статического и динамических уровней разделов сред. Используется комплексная геофизическая аппаратура Сова-2, Сова-3, Сова-5, Сова-9, Расходомер Сова-3р. Типовые условия применения метода •

В обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом

•

При любом способе вскрытия пласта (перфорация, фильтр на хвостовике и т.д.)

•

При различных типах вызова притока (в фонтанирующих скважинах, при компрессировании, свабировании или работе струйного насоса)

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Выделение интервалов притока нефти, воды и газа

•

Выделение интервалов радиогеохимических аномалий

•

Определение профиля притока, источников обводнения

•

Определение положения статических и динамических уровней раздела фаз в стволе скважины

•

Оценка дебита и состава притока, определение процента обводненности

КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ •

Гамма-каротаж

•

Диэлькометрическая влагометрия

•

Магнитный локатор муфт

•

Индукционная резистивиметрия

•

Барометрия, манометрия

•

Термокондуктивный индикатор притока

•

Высокочувствительная термометрия

•

Механическая расходометрия

Регистрируемые параметры Температура Давление Индикатор притока Минерализация Водосодержание Интенсивность гамма-излучения Магнитное поле Скорость потока жидкости

Единицы измерения °С атм у.е. г/л % мкр/час у.е. м3/сут

139

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

140

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА И % ОБВОДНЕННОСТИ Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии-расходометрии, считаются отдающими (поглощающими). Нижняя граница притока (приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии, механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих (поглощающих) пластов. РАССЧЕТ ОБВОДНЕННОСТИ ПО ПРОСЛЕЖИВАНИЮ УРОВНЕЙ И ВНР •

Прямой метод расчета по соотношению притока нефти и воды

•

Расчет по общему объему отобранной жидкости в процессе компрессирования

•

Расчет по максимальному уровню снижения флюида в процессе компрессирования

В процессе расчета обводненности могут возникать проблемы связанные с продолжающимся расслоением. Данная проблема решается путем ввода поправок на основании замера влагометрии по стволу скважины.

141

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА Под гидродинамическими методами исследований скважин понимается система мероприятий, проводимых по специальным программам с целью определения комплексных характеристик продуктивных пластов и скважин (пластового давления, фильтрационных и геометрических параметров) путем установления взаимосвязей между дебитами скважин и определяющими их перепадами давления в пласте. Различают ГДИ на установившихся режимах фильтрации – метод снятия индикаторной кривой и на неустановившихся режимах – методы кривой восстановления (падения) давления или кривой восстановления уровней. Выбор оптимальной технологической схемы гидродинамических исследований обуславливает полноту и достоверность получаемых результатов. ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ •

В фонтанирующих скважинах применяют методы снятия индикаторной кривой и КВД, в скважинах с низкими пластовыми давлениями используют методы КВУ и испытание пластов

•

В зависимости от способа вызова притока и применяемого устьевого оборудования используют дистанционную или автономную аппаратуру

•

Возможно применение в комплексе с исследованиями профилей притока, источников и интервалов обводнения эксплуатационных скважин, при перфорации на трубах для оперативной оценки энергетических свойств пластов

•

При исследовании скважин, эксплуатирующих несколько перфорированных пластов, в случае отсутствия замеров расхода для отдельных пластов, определяемые по ГДИ параметры являются средними

•

Для получения достоверных результатов необходимо проведение измерений до момента стабилизации давления или уровней

МЕТОД СНЯТИЯ ИНДИКАТОРНОЙ КРИВОЙ

142

•

Проводят с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита

•

Применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами

•

Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности

•

Предусматривает проведение замеров на 4-5 установившихся режимах скважины

•

Отработка скважины, как правило, проводится на штуцерах с различными диаметрами

•

При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз пластового флюида

•

Для более полной оценки фильтрационных характеристик пласта необходимо комплексирование с методом КВД в остановленной скважине

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН МЕТОД КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ (КВД) •

Применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами

•

Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине при герметизации устья

•

Для определения параметров удаленной от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния «послепритока» (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины)

•

Восстановление давления в «чистой» КВД происходит за счет сжатия жидкости в пласте

•

В фонтанирующей скважине регистрация забойного давления производится как при эксплуатации на штуцере, сопровождающейся замерами установившихся дебитов нефти и воды, так и в загерметизированном стволе скважины

•

При вскрытии и освоении свабированием скважин с прогнозируемыми высокими энергетическими свойствами пластов необходимо использование автономных приборов (устанавливаемых или в переходнике ПАСП, или на колонне НКТ, или в шахте под перфоратор ПКТ-89)

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ ПО КВД •

Пластовое давление

•

Коэффициент продуктивности на 10 суток

•

Коэффициент гидропроводности (проницаемости)

•

Коэффициент продуктивности потенциальный

•

Коэффициент пьезопроводности

•

Радиус зоны исследования

•

Приведенный радиус

•

Время стабилизации режима

•

Скин-фактор

143

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ОСВОЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН МЕТОД КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЕЙ (КВУ) •

Применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями)

•

Проводится в остановленной (отбор жидкости прекращен) скважине с открытым устьем

•

Из пласта продолжается затухающий со временем приток и подъем уровня в стволе скважины

•

Изменение давления в основном определяется подъемом уровня за счет продолжающегося притока жидкости из пласта

•

Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП)

•

Длительность регистрации КП зависит от продуктивности скважины, плотности флюида, площади сечения поднимающегося в стволе скважины потока жидкости и угла наклона ствола скважины

•

Как правило, параллельно проводят замеры статического и динамических уровней раздела газожидкостных фаз флюида

•

При вызове притока свабированием в скважинах с прогнозируемыми высокими дебитами следует использовать автономные приборы

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ ПО КВУ

144

•

Пластовое давление

•

Коэффициент пьезопроводности

•

Коэффициент продуктивности

•

Скин-фактор

•

Коэффициент гидропроводности

•

Дебит скважины

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ При решении этой задачи выделяют профиль и интервалы приемистости, интервалы заколонных перетоков, определяют общий и поинтервальный объем закачиваемой воды в скважину, давление закачки и репрессию на пласт. Геофизические исследования проводят при нагнетании, изливе и в остановленной скважине. Закачка воды осуществляется от водовода или агрегата. Исследования выполняются комплексной аппаратурой Сова-2, Сова-3, Сова-5, Сова-9, Расходомер Сова-3р. Попутно может проводиться диагностика технического состояния скважины. КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ •

Манометрия

•

ГК

•

СТИ,

•

Механическая расходометрия

•

Высокочувствительная термометрия

•

ЛМ

145

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

УСЛУГИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА Метод КПД (кривая падения давления) заключается в замере давления в процессе падения давления в закрытой после периода закачки жидкости в нагнетательную скважину. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ИССЛЕДОВАНИЙ •

Регистрация кривой падения давления (КПД)

•

Исследования методом установившихся закачек

•

Комплексные исследования с регистрацией кривой падения давления и индикаторной диаграммы

ЗАДАЧИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН •

Определение пластового давления

•

Определение границ пласта

•

Определение коэффициента приемистости

•

Определение проницаемоести

•

Определение скина-фактора

•

Определение коэффициента ВСС

Регистрация кривой падения давления (КПД)

Исследования методом установившихся закачек

Оборудования для проведения гидродинамических исследований нагнетательных скважин

146

Комплексные исследования с регистрацией кривой падения давления и индикаторной диаграммы

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН Диагностика технического состояния скважины заключается в определении мест нарушений герметичности эксплуатационной колонны, НКТ, забоя, интервала врезки второго ствола. Применяется во всех категориях скважин. Наиболее успешно решается в неперфорированных скважинах, а также в скважинах с интервалами перфорации, отсеченными пакером. Комплекс геофизических методов и технология измерений выбираются в зависимости от скважинных условий. Задача диагностики технического состояния скважины может выполняться совместно с определением профиля притока (поглощения). ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА •

Определение мест нарушений герметичности эксплуатационной колонны и подземного оборудования

•

Определение вида негерметичности: муфтовые соединения обсадной колонны или НКТ, трещины по телу трубы, порыв колонны, обрыв НКТ

•

Контроль технических элементов конструкции скважины

•

Определение дебита (приемистости) мест негерметичности

•

Определение состава притока интервала негерметичности

•

Выявление заколонных перетоков

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Выполняется комплексной геофизической аппаратурой Сова-2, Сова-3, Сова-5, Сова-9, Расходомер Сова-3р

•

Применяются различные технологии исследований: при закачке от водовода (агрегата), при фонтанировании, при вызове притока компрессированием или свабированием, при закачке короткоживущих экологически безопасных радиоактивных изотопов по методике РКР

•

Детализацию мест негерметичности обсадных колонн в интервалах, перекрытых колоннами НКТ, целесообразно проводить после поднятия НКТ

КОМПЛЕКС ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ •

Гамма-каротаж

•

Магнитный локатор муфт

•

Барометрия, манометрия

•

Высокочувствительная термометрия

•

Диэлькометрическая влагометрия

•

Индукционная резистивиметрия

•

Термокондуктивный индикатор притока

•

Механическая расходометрия

•

Целесообразно проводить после поднятия НКТ

147

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМ ПРИБОРОМ НА ПРОВОЛОКЕ Комплекс «СиамМастер–ГДИС 2» на базе автомобилей повышенной проходимости предназначен для спуска и подъема на проволоке автономных приборов и инструментов при гидродинамических исследованиях скважин и при других скважинных работах.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПЛЕКСА «СИАММАСТЕР–ГДИС 2» Напряжение питания основного электрооборудования, В Диаметры применяемой проволоки, мм Вместимость барабанов, м Привод лебедки: основной дополнительный Мощность основного привода, кВт Номинальное натяжение проволоки (номинальное усиление) на первых слоях намотки проволоки на барабан, H Возможность настройки усилия натяжения проволоки, регулированной мощности, % от номинального Укладка проволоки на барабан Система торможения комбинированная Регулировка скорости движения проволоки, м/час

148

220 от 1,8 до 2,5 4000 мотор / редуктор ручной 2,2 3000 от 25 до 150 регулируемый электропривод, ручная и комбинированная -электродвигателем, частотным управлением оперативного управления -механический тормоз барабана от 400 до 4000

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМ ПРИБОРОМ НА ПРОВОЛОКЕ ПРИБОР АВТОНОМНЫЙ ГЕО-6 Автономный комплексный модернизированный прибор ГЕО-6 спускается в скважину на проволоке и производит регистрацию до семи параметров: •

Расходомер - Q

•

Расходомер дополнительный - Q2 или влагомер - VL

•

Термоиндикация потока - STI

•

Гамма-излучение - GK

•

Локация муфт - LM

•

Температура - T

•

Давление - P

ГАБАРИТНЫЕ РАЗМЕРЫ АВТОНОМНОГО ПРИБОРА ГЕО-6 Длина ( с одним расходомером, без центратора), мм Диаметр, мм Масса, кг, не более

1250 38 от 4

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КАНАЛОВ ИЗМЕРЕНИЯ АВТОНОМНОГО ПРИБОРА ГЕО-6 Диапазон измерения

Погрешность

Разрешающая способность

Р, МПа

0..60

0,15

0,0015

Т, °С

0..120

0,01

ГК, мкр/ч

0..50

10%

МЛМ, у.е.

Параметр

0..8192

5/1 (сигнал/шум)

ВГД, % обв.

0..60

0,03

Расходомер

40..2000

0,1..50

0,001

R, см/м

149

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМ ПРИБОРОМ НА ПРОВОЛОКЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ С ЛУБРИКАТОРОМ (УОЛ) ДЛЯ РАБОТЫ С ПРОВОЛОКОЙ Устьевое оборудование с лубрикатором (УОЛ) для работы с проволокой

1. Верхний ролик 2. Гайка накидная 3. Емкость под смазку 4. Кран высокого давления 5. Кронштейн верхнего ролика 6. Лубрикатор 7. Манометр 8. Муфта переходная 9. Нижний ролик 10. Проволока 11. Сальниковое устройство 12. Фланец соединительный

СЧИТЫВАНИЕ И ОБРАБОТКА После подъема прибора информация считывается в ПК, где происходит обработка полученных результатов измерений и контроль их на экране. В дальнейшем материал переводится в глубинные форматы в виде стандартного геофизического материала с привязкой по глубинам. При необходимости весь материал выдается на принтер в стандартном виде.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН АВТОНОМНЫМИ ПРИБОРАМИ НА ПРОВОЛОКЕ

150

•

Исследование скважины по всему стволу, включая верхние пресноводные горизонты

•

Возможность работ при давлениях до 210 атм., исключается необходимость разрядки скважины и сокращается время проведения работ

•

Оператором проводится предварительная оценка качества материала в специализированном ПО с ПК непосредственно на скважине с оперативной передачей материала в отдел интерпретации

•

Возможность работы подъемника без использования подключения к электрической сети, за счет использования генератора

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ КОМПЛЕКСНЫЙ ЦИФРОВОЙ ПРИБОР СОВА-C2М-80-80 Диапазон измерения, °С Разрешающая способность, °С Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Диапазон измерения давления, МПа Разрешающая способность, МПа Предел допустимого значения основной абсолютной погрешности, МПа Дополнительная температурная погрешность, МПа/°С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

0-120 0,003 0,5 0-80 0,001 0,08 0,00015 18 0-125 80 80 1600 30

ПРИБОР СОВА-С2-80-80 •

Измерение естественной гамма-активности горных пород (ГК)

•

Измерение давления (P)

•

Измерение температуры (T)

•

Локация муфтовых соединений колонны и зон перфорации (МЛМ)

ЦИФРОВОЙ РАСХОДОМЕР В ТРАНЗИТНОМ ИСПОЛНЕНИИ СОВА-C3РЦ Диапазон измерения расходов в колонне диаметром 146мм, м3/час Диапазон измерения расходов в насосно-компрессорной трубе диаметром 73мм, м3/час Порог реагирования в колонне диаметром 146мм, м3/час, не более Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

1,2-100 0,2-60 0,8 5 18 4-120 80 40 555 2,5

ПРИБОР СОВА-C3РЦ Расходомер турбинного типа предназначен для измерения расхода скважинной жидкости по стволу обсаженных нефтяных скважин с целью определения дебитов пластов и пропластков и определения приемистости водяных скважин. Расходомер позволяет проводить измерения за один спуск-подъем с комплексными приборами модельного ряда «Сова» в качестве верхнего модуля.

151

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ СОВА-С3-38Т-80 Диапазон измерения, °С Разрешающая способность, °С Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Диапазон измерения давления, МПа Разрешающая способность, МПа Предел допустимого значения основной абсолютной погрешности, МПа Дополнительная температурная погрешность, МПа/°С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

0-120 0,003 0,5 0-80 0,001 0,08 0,00015 20 0-125 80 38 1640 8

ПРИБОР СОВА-C3-38Т-80 •

Измерение естественной гамма-активности горных пород (ГК)

•

Локация муфтовых соединений колонны и зон перфорации (МЛМ)

•

Измерение давления (P)

•

Измерение температуры (T)

Измерение удельной электропроводности скважинной жидкости (R)

•

Определение мест притока и поглощения скважинной жидкости (СТИ)

•

Влагомер

СОВА-С5-42Т-100 Диапазон измерения, °С Разрешающая способность, °С Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Диапазон измерения давления, МПа Разрешающая способность, МПа при работе в формате прибора «СОВА-3» при работе в формате прибора «СОВА-5» Предел допустимого значения основной абсолютной погрешности, МПа Дополнительная температурная погрешность, МПа/°С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

152

0-150 0,003 0,5 0-100 0,001 0,002 0,00016 0,1 0,00015 20 0-150 100 42 1560 11,5

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ ПРИБОР СОВА-С5-42Т-100 •

Измерение естественной гамма-активности горных пород (ГК)

•

Определение влагосодержания (ВГД)

•

Измерение давления (P)

•

Определение мест притока и поглощения скважинной жидкости (СТИ)

• •

Измерение температуры (T)

•

Измерение удельной электропроводности скважинной жидкости (R)

Локация муфтовых соединений колонны и зон перфорации (МЛМ)

•

Измерение расхода скважинной жидкости при компоновке с расходомерами «Сова-С3РЦ»

КОМПЛЕКСНЫЙ ЦИФРОВОЙ ПРИБОР СОВА-C9-38Т-80 Диапазон измерения, °С Разрешающая способность, °С Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Диапазон измерения давления, МПа Разрешающая способность, МПа Предел допустимого значения основной абсолютной погрешности, МПа Дополнительная температурная погрешность, МПа/°С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

0-150 0,003 0,5 0-80 0,002 0,08 0,00015 20 0-1250 80 38 1575 8

ПРИБОР СОВА-C9-38Т-80 •

Измерение естественной гамма-активности горных пород (ГК)

•

Определение влагосодержания (ВГД)

•

Измерение давления (P)

•

Определение мест притока и поглощения скважинной жидкости (СТИ)

•

Измерение температуры (T)

•

Измерение удельной электропроводности скважинной жидкости (R)

Локация муфтовых соединений колонны и зон перфорации (МЛМ)

•

Влагосодержания (W)

АППАРАТУРА КОМПЛЕКСНАЯ СКВАЖИННАЯ АГАТ-КСА-К9-36 ПРИБОР АГАТ-КСА-К9-36 •

Измерение температуры

•

Измерение давления

•

Измерение расхода

•

Измерение удельной электропроводимости жидкости

•

Измерение влагосодержания

•

Измерение профиля притока жидкости (термоиндикация притока)

•

Измерение акустического уровня шума

•

Измерение естественного гамма-излучения пород

•

Измерение муфтовых соединений (локации муфт)

153

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

АППАРАТУРА ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ДЕЙСТВУЮЩЕМ ФОНДЕ Диапазон измерения, °С Разрешающая способность, °С Предел допустимого значения абсолютной погрешности, °С Диапазон измерения давления, МПа Разрешающая способность, МПа при работе в формате прибора «СОВА-3» при работе в формате прибора «СОВА-5» Предел допустимого значения основной абсолютной погрешности, МПа Дополнительная температурная погрешность, МПа/°С Время непрерывной работы, час, не более Интервал температур окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Габаритные размеры скважинного прибора Диаметр, мм Длина, мм Масса скважинного прибора, кг, не более

0-150 0,003 0,5 0-100 0,001 0,002 0,00016 0,1 0,00015 20 0-150 100 42 1560 11,5

АППАРАТУРА КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ СКВАЖИН И СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ КСА-Т7М1-38-120/60 Параметры каналов

Погрешность

Температура, °С

+5…+120 (150)

Давление, МПа

0…60 (90)

0,4

МЭД гамма-излучения, мкР/ч

0…100

Содержание воды в нефти, %

0…100

Термоиндикация притока, м3/ч

0,1…10

Локатор муфт, сигнал/шум

154

Диапазон

5/1

Максимальная рабочая температура, °С

120(150)

Максимальное рабочее давление, МПа

60(90)

Диаметр, мм

38(43)

Длина, мм

1909

Масса, кг

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ НА КАБЕЛЕ Испытатели пластов на каротажном кабеле (ИПК) применяются в процессе поисков и разведки месторождений углеводородного сырья с целью определения насыщенности и гидродинамических характеристик пластов-коллекторов. Исследования испытателем пластов на каротажном кабеле проводятся: в режиме многоразового опробования или гидродинамического каротажа (ГДК) •

За один рейс прибора в скважину производится отбор малых по объему проб флюида из различных участков разреза или вдоль пласта с целью выделения коллекторов, оценки эффективных толщин, определения профиля пластового давления, продуктивности и проницаемости;

•

Пробы в основном содержат буровой раствор с небольшим количеством остаточного пластового флюида;

•

По результатам ГДК выбирают наиболее проницаемые участки пластов-коллекторов для последующего отбора полноценной пробы в режиме ОПК.

в режиме одноразового опробования пластов (ОПК) •

За один спуск прибора в скважину из пласта отбирается одна или две раздельных пробы флюида, по которым можно определить характер насыщения и использовать пробу для анализа компонентного состава флюида;

•

Возможность создания максимальной депрессии, равной пластовому давлению, позволяет извлечь из пласта флюид из мелких пор, который при обычных режимах испытания не фильтруется. Типовые условия применения метода •

Применяется в необсаженных скважинах, заполненных любым раствором

•

Оптимально производство работ в первые дни после вскрытия объекта бурением

ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценка возможности получения притока из пласта и определение характера насыщения пласта

•

Проведение исследований и отбор проб пластового флюида в необсаженных скважинах

•

Установление положения газожидкостного и водонефтяного контактов

•

Поточечное опробование пластов

•

Изучение гидродинамических параметров участков пласта

•

Многоразовое опробование пластов

•

Уточнение УЭС промывочной жидкости по стволу скважины

Опробование пластов в режиме гидродинамического каротажа

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ1 Прибор АГИП-К

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (°С)

Мin гидростатическое давление срабатывания (МПа)

Max угол скважины º (градус)

4,4

132

150

до 15

АГИП-К – аппаратура гидродинамических исследований и опробования пластов комбинированная.

PressureXpress - аналог аппаратуры компании Schlumberger

155

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ •

Комплектуется модулем испытания и (или) модулем опробования

•

Позволяет выполнять одно- или многоцикловое зондирование участка пласта с восстановлением давления до пластового без его разгерметизации

•

Обеспечивает точную привязку глубин опробования к диаграммам геофизических методов исследования разреза

•

Обладает высокими избирательностью объекта по мощности (0,15-0,2м) и чувствительностью к наличию в коллекторе нефти и газа

•

Аппаратура оснащена специальным противоаварийным устройством, предотвращающим обрыв и оставление прибора в скважине

•

Гарантирует отсутствие опасности открытого фонтанирования при опробовании

•

Обеспечивает оперативность выполнения работ

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

156

•

Количество измерительных камер: 4

•

Объемы измерительных камер 10, 100, 200, 450см3

•

Объем отбираемой пробы при опробовании пластов 12000см3

•

Погрешность измерения давления 1,5%

•

Количество точек исследования за один спуск: ≥50 в низкопроницаемом разрезе и 10 в средне- и высокопроницаемом разрезе

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ НА ТРУБАХ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Метод испытания пластов на трубах является прямым методом определения характера насыщения и гидродинамических параметров перспективных на нефть и газ интервалов в открытом стволе скважины. Типовые условия применения метода •

В необсаженных скважинах диаметром 190-295мм

•

Максимальный угол наклона не более 15º

•

В обсаженных скважинах диаметром 219-324мм

•

Длина хвостовика не более 50 метров

ПРИМЕНЕНИЕ •

Поинтервальное испытание пластов

•

Отбор герметизированных проб пластового флюида

•

Определение гидродинамических параметров околоствольной и удалённой зоны пласта и их изменение в процессе многоциклового испытания

•

Дренирование прискважинной зоны пласта

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ •

Возможность исследований пластов в многоцикловом режиме

•

Малый подпакерный объем позволяет сократить время исследований и получить наиболее достоверные гидродинамические параметры, в том числе скин-фактор

•

При двухпакерной коМПановке комплекса возможно селективное испытание объектов

•

Прямой метод определения состава притока.

СОСТАВ КОМПЛЕКСА •

Клапан запорно-поворотный многоцикловый ЗПКМ2-146М

•

Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-146-155

•

Пакер ПЦР2-146

•

Ясс гидравлический ЯГЗ-3-146

•

Фильтр Ф2-146

•

Патрубок приборный ПП-146/155

•

Башмак опорный БО-146

•

Автономные манометры

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (МПа)

Допустимый перепад давления (МПа)

Масса (кг)

Присоединительная резьба

КИИ-146

24.415

155

150

1917

3-21

157

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ ИСПЫТАНИЕ ПЛАСТОВ НА ТРУБАХ В ЗАКРЫТОМ СТВОЛЕ Предназначен для испытания, освоения и очистки пластов нефтяных и нагнетательных скважин. Комплекс спускается в скважину на трубах ТБПН-89 (З-102), работает с упором на забой или в стенки скважины и управляется вращением бурильных труб. Типовые условия применения метода •

Обсаженные скважины диаметром 146мм; 168мм; 178мм

•

Горизонтальные скважины с частично открытым стволом при установке оборудования в обсаженной части колонны

ПРИМЕНЕНИЕ •

Поинтервальное испытание пластов

•

Отбор герметизированных проб пластового флюида

•

Гидроимпульсное воздействие и очистка прискважинной зоны пласта

•

Определение гидродинамических параметров пласта с помощью глубинных манометров

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ •

Возможность исследований пластов в многоцикловом режиме

•

При двухпакерной коМПановке комплекса возможно селективное испытание объектов

•

Прямой метод определения состава притока

СОСТАВ КОМПЛЕКСА •

Клапан циркуляционный КЦД-110

•

Фильтр Ф-110

•

Испытатель пластов ЗПКМ-95

•

Патрубок приборный (3-86/З-76)

•

Пакер ПВМ-О-122-52-100; ПВМ-О-140-60-100; ПВМ-О-145-60-100

•

Автономные манометры

•

МНУ-116

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Прибор КИИ-95

158

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (МПа)

Допустимый перепад давления (МПа)

Максимальный угол скважины º (градус)

Присоединительная резьба

150

3-86

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ АППАРАТУРА КОМПЛЕКСНАЯ СКВАЖИННАЯ АГАТ-КГ-42-СТВ-6 ПРИБОР АГАТ-КГ-42-СТВ-6 •

6 сканирующих влагомеров

•

Индукционный осевой резистивиметр

•

6 сканирующих термометров

•

Локатор муфт

•

2 датчика положения в пространстве

•

Манометр

•

2 механических расходомера (полнопроходной и проточный)

•

Термодебитомер

•

2 осевых термомера

•

Локальный осевой влагомер

ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОДУЛЯ РВС-42-6В Диапазон индикации влагосодержания 6-ти сканирующих датчиков, % Датчик положения в пространстве угол вращения прибора вокруг своей оси, град. угол наклона, град. Канал измерения расхода в вертикальной колонне диаметром 130мм диапазон измерения, м3/ч пределы допустимой приведенной погрешности, % порог реагирования, м3/ч Параметры расходомера в горизонтальной колонне диаметром 150мм диапазон регистрации расхода, м3/ч порог реагирования, м3/ч Диапазон измерения температуры, ºС Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения температуры, % Разрешающая способность термометра, ºС Модуль малого расходомера диапазон измерения расхода при вертикальном положении прибора в колонне 130мм, м3/ч

от 0 до 100 360 90 от 0,4 до 60 ±4 0,3 от 2 до 60 1,8 от + 5 до + 120 ±0,4 0,005 от 2 до 100

Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения расхода, %

±4

порог реагирования в горизонтальном положении в колонне 150мм, м3/ч

Длина зонда, мм, не более Диаметр, мм, не более Диаметр раскрытия сканирующих рычагов, мм Масса, кг, не более

1120 42 130 18

159

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИСТАВОК К МОДУЛЮ ПМ-42М2 Диапазон измерения температуры, ºС Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения температуры, % Разрешающая способность измерения температуры, ºС, не более Диапазон измерения давления, МПа Порог чувствительности манометра, МПа Пределы допустимой основной приведенной погрешности измерения, % Скорость счета ГК, имп./с Амплитуда выходного сигнала локатора муфт, мВ Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт к сигналу фона неперфорированной трубы Термоиндикация притока, м3/ч Диапазон индикации влагосодержания, %

от 5 до 120 ±0,4 0,005 от 0 до 60 0,005 0,2 500 20 4:1 от 0,1 до 10 от 0 до 100

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АППАРАТУРНОГО КОМПЛЕКСА PLT6/9 Комплекс PLT6/9 обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до +125°С и гидростатическом давлении до 60МПа с компьютеризированными каротажными станциями и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 6000м. Способ передачи информации – двунаправленная фазоимпульсная модуляция до 40кБод. Протокол обмена прибора с наземным оборудованием предусматривает контроль ошибок и обеспечивает надежную передачу информации. Все регулировки в приборе осуществляются программно с использованием энергонезависимой памяти. Это позволяет проводить настройку и калибровку без разбора прибора с широкими возможностями автоматизации. Современная элементная база обеспечивает высокую надежность работы в жестких условиях эксплуатации. Прибор PLT6 предназначен для привязки интервалов, прибор PLT9 предназначен для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой.

Типовые условия применения метода Предназначен для проведения исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

ПРИБОР PLT6

ПРИБОР PLT9

•

Датчик термометра

•

Датчик термометра

•

Датчик давления

•

Датчик давления

•

Датчик термокондуктивного расходомера

•

Датчик термокондуктивного расходомера

•

Локатор муфт

•

Локатор муфт

•

Датчик уровня акустических шумов

•

Датчик уровня акустических шумов

•

Датчик уровня естественного гамма-излучения

•

Датчик уровня естественного гамма-излучения

•

Датчик влагомера

•

Резистивиметр

Конструкция обоих приборов предусматривает подключение к себе одного из дополнительных модулей, позволяющих измерять

160

•

Расход жидкости PLT- 01

•

Плотность флюида - PLT- 03

•

Водонасыщенную пористость горных пород (2ННК-Т) PLT-02

•

Плотность флюида в межтрубном пространстве: PLT-031

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ PLT-06.1 МНОГОЗОНДОВЫЙ ИНДИКАТОР СОСТАВА Приставка PLT-06.1 Многозондовый индикатор состава предназначен для исследования вертикальных и горизонтальных скважин с целью определения состава флюида в стволе скважины. Приставка является проходной и может устанавливаться как выше, так и ниже скважинного прибора PLT-9.2. Для определения положения модуля в скважине и зондов относительно модуля в приставке имеются датчик зенитного угла и датчик поворота прибора относительно оси.

6 (12) от -10 до +125 60 154 от 0 до 100 от 0 до 90 от 0 до 360 42 1075 5

161

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИБОР СОВА-С9ВЛ6-42Т-80 СОСТАВ СБОРКИ •

•

Расходомер механический (полнопроходный осевой) + расходомер механический (полнопроходный поперечный)

•

Индукционный осевой резистивиметр

•

Датчик положения в пространстве

Модуль состоящий из:

•

6 сканирующих влагомеров

• Локальный осевой влагомер • Манометр • Термометр осевой • Гамма каротаж • Локатор муфт

162

120 125 80 1,713 42 7,3

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

РАДИОАКТИВНЫЙ КАРОТАЖ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОРОТКО-ЖИВУЩЕГО РАДИОНУКЛИДА НАТРИЙ-24 (ТЕХНОЛОГИЯ РКР) Методика РКР включает технологию циклических закачек в прискважиную часть пласта водного раствора, меченого короткоживущим радионуклидом Na24, и проведение многократных повторных измерений методом ГК в интервалах локализации индикаторной жидкости. Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Повышение достоверности результатов определения профиля приемистости нагнетательных скважин

•

Выявление внутрипластовых и заколонных перетоков, в том числе и в горизонтальных скважинах

•

Определение мест нарушения герметичности колонн, в том числе в интервалах кондуктора и многоколонных систем

•

Определение мест засорения интервала перфорации в комплексе с расходометрией

•

Оценка эффективности гидроразрыва пласта

•

Определение степени выработки коллекторов и источников обводнения

•

РКР •

Использования слабоактивных меченых растворов. Обеспечена радиационная безопасность проведения гидродинамических исследований

•

Достижения большей глубинности гамма-каротажа. Повышена достоверность результатов индикаторных исследований

•

Применение в качестве исходного продукта активации доступного химического соединения натрия (Na2CO3), а также источников нейтронов и скважинной аппаратуры, широко используемых в промысловой геофизике. Обеспечен низкий уровень материальных затрат на реализацию РКР

163

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИЯ МГДИ При проведении исследований в малодебитных скважинах значительное время занимает измерение кривой восстановления давления. Технология позволяет точнее определить основные характеристики продуктивного пласта по сравнению со стандартными методами. Модуль МГДИ применяется для определения гидродинамических параметров пласта. Предназначен для герметизации внутренней полости колонны НКТ. Использование МГДИ обеспечивает уменьшение подпакерного пространства, что приводит к снижению времени восстановления давления до уровня пластового. Модуль применяется при свабировании с запакерованным межтрубным пространством, прострелочно-взрывных работах на трубах, на депрессии. В скважину опускается на геофизическом кабеле после создания депрессии совместно с комплексным прибором регистрации давления, температуры и др. параметров. Комплексный прибор регистрирует кривую восстановления давления в условиях режима упругой фильтрации. Типовые условия применения метода •

•

Технология «МГДИ» позволяет сократить время измерения кривой восстановления давления в 7 раз и более!

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ МГДИ •

Обеспечивает возможность записи квд без привлечения дополнительного оборудования

•

Позволяет снизить влияние ствола скважины и существенно сократить продолжительность исследований

•

Максимальный перепад давления в режиме закрытия пакера (распакеровки) составляет 20МПа

Прибор

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (°С)

Допустимый перепад давления (МПа)

Масса (кг)

МГДИ-54

1,6

100

Обозначение прибора МГДИ — модуль гидродинамического исследования

164

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ТЕХНОЛОГИЯ НЕПРЕРЫВНОГО ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ РАБОТЫ ПЛАСТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ, ОБОРУДОВАННЫХ ЭЦН Технология предназначена для непрерывного мониторинга в реальном времени геофизических и технологических параметров работающей скважины, оборудованной УЭЦН, с целью последующего использования получаемой информации для оперативного решения задач по оптимизации нефтедобычи, а также оборудование позволяет установку от одного до трех скважинных четырехканальных геофизических приборов под работающий ЭЦН с передачей геофизических и технологических параметров по силовому кабелю ЭЦН.

СОСТАВ АППАРАТУРЫ 1.

Наземный регистратор с блоком сопряжения телеметрии

Блок погружной телеметрии

Скважинные геофизические приборы (1-3 прибора) с встроенными модулями сопряжения телеметрии

Температура, давление, оценка суммарного дебита

•

Температура и давление масла в ПЭД

•

Уровень вибрации ПЭД

•

Замер сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН

Оценка температуры, давления, оценка дебита по каждому исследуемому объекту

•

Оценки фильтрационных параметров пластов при работе скважины не менее чем на трёх установившихся режимах

•

Температура и давление масла в ПЭД

•

Уровень вибрации ПЭД

•

Замер сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН

от 0 до +120 ±0,5 от 0 до 60 ±0,25 от 0,4 до 29 ±4 от 0 до 100

30±1 120 30 500 8 5 85 1700-2000 40

165

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

166

Услуги при освоении эксплуатационных скважин и в действующем фонде скважин

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПРИХВАТОВ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА, ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ И НКТ Скважинный прихватоопределитель типа ПО служит для определения места прихвата в колоннах бурильных и насосно-компрессорных труб по способу, основанному на свойстве размагничивания ферромагнитных материалов при упругой деформации. Метод определения глубины прихвата труб состоит в нанесении прибором магнитных меток по стволу скважины. Затем с поверхности к колонне труб прикладывается растягивающая или скручивающая нагрузка. Исчезновение магнитных меток или уменьшение их амплитуды указывает наиболее глубокую точку, с которой колонна труб (бурильных, обсадных или насосно-компрессорных) может быть успешно освобождена от прихвата. Типовые условия применения метода •

Применяется в скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью, а также в сухих скважинах

•

Возможность работы в глубоких и сверхглубоких скважинах при аномально-высоких термобарических условиях

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Прибор ПО-42

Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (МПа)

Скорость каротажа (м/ч)

Масса (кг)

Сопротивление обмотки пост. току, Ом

420

120

100

300..3000

3,2

~850

167

УСЛУГИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

171

171 173 175 176 177 189

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 72 078

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

По вопросам оказания услуг

Борискин Виктор Алексеевич Начальник КИП-1

Демидов Константин Александрович Начальник КИП-2

Попов Александр Евгеньевич Начальник ОМП

+7 (902) 82 86 453 e-mail: Boriskin_VA@kngf.org По вопросам интерпретации

170

+7 (904) 47 71 466 e-mail: Demidov_KA@kngf.org

+7 (904) 87 24 669 e-mail: popov@kngf.org

По вопросам интерпретации

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

Внуков Дмитрий Анатольевич Начальник участка ГНКТ

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 47 70 620

+7 (950) 51 36 409

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

e-mail: vnukov_da@kngf.org

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Абганиев Риф Салихович Ведущий геофизик по автономным системам

Кабиров Руслан Маратович Ведущий геофизик по автономным системам

+7 (950) 51 34 228

e-mail: abganiev_rs@kngf.org pge-avtonom@kngf.org

e-mail: kabirov_rm@kngf.org pge-avtonom@kngf.org

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДОСТАВКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ С ПОМОЩЬЮ ТЕХНОЛОГИИ «ЛАТЕРАЛЬ» Технологический комплекс «Латераль» позволяет производить исследования горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов скважин, длиной ствола до 5000м и длиной условно горизонтального участка до 1000м. Технологический комплекс «Латераль» обеспечивает доставку на серийном грузонесущем геофизическом бронированном кабеле глубинных приборов к забоям горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов скважин при помощи насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра (33,42мм). Типовые условия применения метода •

Геофизические исследования в бурящихся скважинах1

•

ПРИМЕНЕНИЕ •

Изучение геологического строения площади (месторождения)*

•

Определение литологии пород вскрытого разреза*

•

Выделение коллекторов и их эффективной толщины*

•

Оценка типа коллектора и его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС)*

•

Количественная оценка характера насыщения пластов (Кн, Кв)*

•

Контроль качества цементирования и технического состояния обсадных колонн

•

Выявление источников обводнения

•

Выявление отдающих и принимающих интервалов

•

Выявление мест затрубной циркуляции

•

Определение текущей и остаточной нефтенасыщенности коллекторов

•

Снятие профилей притока и оценка интервальных дебитов по фазам

ДОСТОИНСТВА

•

100% доставка к забою

•

Использование стандартных систем учета глубин

•

Обеспечение надежной герметизации устья скважины

•

Возможность проведения исследований методом закачки радиоактивных изотопов

В карбонатном разрезе

СОСТАВ КОМПЛЕКСА •

Насосно-компрессорные трубы с условным диаметром 33мм (движитель и удлинитель)

•

Устройство для крепления колонны труб к геофизическому кабелю (кабельный зажим)

171

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

172

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДОСТАВКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ С ПОМОЩЬЮ ТЕХНОЛОГИИ «КОЛТЮБИНГ» КОЛТЮБИНГ – самая эффективная технология доставки геофизических приборов с применением гибкой трубы, оборудованной трехжильным геофизическим кабелем, с целью проведения исследований в скважинах с горизонтальным окончанием, в том числе оборудованных компоновкой с изменяющимся внутренним диаметром (хвостовиком с многоступенчатой конструкцией для проведения поинтервального ГРП). Типовые условия применения метода Проведение промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах и скважинах с боковым горизонтальным окончанием с целью: •

Определения работающих интервалов

•

Источников обводнения

•

Оценки технического состояния

•

Расчета гидродинамических параметров

Технология «КОЛТЮБИНГ» – состоит из большого флота ГНКТ. СОСТАВ ФЛОТА ГНКТ •

Установка колтюбинговая МК30Т

•

Насосная установка Н504-10

•

Установка колтюбинговая МК30Т-50

•

Насосная установка СИН-31

•

Установка азотная А100-20

•

Установка азотная А100-50

Транспортное средство для доставки жидкого азота (с прицепом)

•

Узел намотки с колтюбинговой трубой и геофизическим кабелем

•

Кран автомобильный КС-55729-5В

•

Промывочная емкость

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ МК30Т-50 15 100 2 550 4 200 59 000 266,7 0,0,15..0,80 70 5500 4100 до 44,45

15 200 2 550 4 490 65 000 355 0,015..0,70 70 7000 5500 3800 до 50,8

173

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ А100-40 Габаритные размеры не более, мм Длина Ширина Высота Масса полная не более, кг Исполнение Рабочее давление, МПа Производительность, м3/мин Чистота производимого газообразного азота, % Ёмкость, м3

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ Н504-10 5 200 2 550 2600 10 000 блочное до 70 до 85 99,9 13

12 000 2 500 4 150 34 000 440(600) 70 750 до 1,0 2x2000 1,87 6,8

ДОСТОИНСТВА КОЛТЮБИНГОВОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИС В СРАВНЕНИИ С ЖЕСТКИМ КАБЕЛЕМ •

•

Возможность выполнения ГИС под давлением без глушения скважины

•

Проведение ГИС без привлечения бригады КРС

В СРАВНЕНИИ С ЗАБОЙНЫМ ТРАКТОРОМ •

•

Более низкая вероятность прихвата в скважине за счёт меньшего диаметра инструмента

•

В СРАВНЕНИИ С ТЕХНОЛОГИЕЙ «ЛАТЕРАЛЬ»

174

•

Возможность проведения ГИС под давлением без глушения скважины

•

Проведение ГИС без привлечения бригады КРС

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДОСТАВКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ НА «ЖЕСТКОМ» ГЕОФИЗИЧЕСКОМ КАБЕЛЕ Технология исследования горизонтальных скважин с применением жесткого кабеля диаметром 32мм позволяет производить доставку приборов в горизонтальные участки скважин. Жесткий кабель можно использовать в бурящихся скважинах с некоторыми ограничениями. ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценка качества цементирования горизонтальных участков ствола скважины c использованием акустического метода

•

Определение дебита по прослеживанию уровней

•

Определение технического состояния колонны и источника обводнения, в том числе методом закачки радиоактивных изотопов (РКР)

175

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ТЕХНОЛОГИИ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ ДО ИНТЕРВАЛА ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ДОСТАВКА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ С ПОМОЩЬЮ ТЕХНОЛОГИИ «МАКС» Технология «МАКС» позволяет проводить исследования горизонтальных стволов и боковых горизонтальных стволов с радиусом искривления ствола более 50м, длиной ствола до 7000м и длиной условно горизонтального участка до 5000м. Единственным условием при проведении исследований комплексом является нахождение устройства бокового ввода кабеля в обсаженной части скважины. Технология «МАКС» обеспечивает доставку геофизических приборов на бурильных трубах. Электрическая связь с комплектом приборов осуществляется через бронированный геофизический кабель. Типовые условия применения метода Геофизические исследования в бурящихся скважинах.

КАРОТАЖ НА БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ (МАКС)

Позволит регистрировать комплекс ГИС стандартными приборами

176

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Автономные геофизические приборы предназначены для проведения стандартного комплекса ГИС в автономном режиме путем доставки геофизических приборов в наклонно-направленные и горизонтальные скважины с помощью бурильных труб с записью данных во встроенную память до 25 часов работы. Комплекс приборов может эксплуатироваться совместно со станцией ГТИ или специальной передвижной лабораторией и состоит из приборов: гамма-каротажа, радиоактивного каротажа, ЯМК (ядерно-магнитный каротаж), электрического и индукционного каротажа, акустического, инклинометрии, профилеметрии. Модули помещены в специальный контейнер. Используются малогабаритные приборы, с промывкой буровым раствором и возможностью извлечения приборов из контейнеров в случае аварии через бурильный инструмент. Система может работать как с аккумуляторами, так и с сухими батареями, в зависимости от требуемого диапазона температур в скважине. Отсутствие кабеля снижает аварийность работ. Типовые условия применения метода Необсаженные горизонтальные и круто–наклонные скважины диаметром более 120мм, заполненные любым флюидом, в т.ч. скважины, бурящиеся из старого фонда с интенсивностью набора кривизны до 1° на 10м.

УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ Диаметр исследуемых скважин, мм Maксимальное гидростатическое давление на забое, МПа Температура окружающей среды в скважине с аккумуляторами, °С с батареями, °С Допустимая осевая нагрузка, кН Скорость каротажа, м/ч Диапазон удельного сопротивления промывочной жидкости, Ом*м

от 120 до 350 60 от 5 до 90 от5 до 120 300 400 от 0,02 до 5

СТАНДАРТНАЯ КОМПОНОВКА КОМПЛЕКСА •

Литологическое расчленение продуктивного пласта на горизонтальном участке

•

Определение характера насыщения коллекторов

•

Определение удельного электрического сопротивления пласта, параметров зоны проникновения

•

Определение траектории горизонтального участка

•

Представление данных ГИС в абсолютных глубинах

•

Определение фильтрационно-емкостных свойств

•

Измерение внутренней геометрии открытых стволов скважин

177

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА РК-45А (ГК+2ННКТ), (БП+ГК+2ННК)-А-76-120/80 Предназначен для исследования скважин методами гамма-каротажа (ГК) и двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННК-Т). Вертикальная разрешающая способность метода – 80см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см.

Технические характеристики

Прибор РК-45А

Прибор (БП+ГК+2ННК)-А-76-120/80

Мощность экспозиционной дозы (МЭД), мкр/ч

от 1 до 250

Коэффициент водонасыщенной пористости горных пород по тепловым нейтронам, %

от 1 до 40

Δор=+4,2+2,3(40/Кп-1)

±15

от 124 до 250

Длина, м

2,2

3,7

Диаметр, мм

Масса модуля, кг

Основная относительная погрешность при измерениях водонасыщенной пористости, % Основная относительная погрешность МЭД, % Диаметр исследуемых скважин Габаритные размеры модуля

ПРИБОР ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА 5ИК-45 Предназначен для одновременного измерения и регистрации удельной электрической проводимости горных пород, измеренной пятью индукционными зондами с длинами 1,4м, 1,0м, 0,7м, 0,5м, 0,3м, удельной электрической проводимости промывочной жидкости в скважине, потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков открытого ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных любым флюидом без содержания магнитных добавок. Вертикальная разрешающая способность метода – 35-250см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40-300см.

Технические характеристики Диапазон измерения зондами ИК, мСм/м

Прибор 5ИК-45 5-2000

Резистивиметром РИ, См/м

0,1-50

Каналом ПС, мВ

±250

Габаритные размеры модуля Длина, м

2,7

Диаметр, мм

Масса модуля, кг

Основная относительная погрешность для зондов ИК, %

±(5.0+0.1(50/ϭк-1))

Диапазон рабочих температур, °С

120

Максимальное рабочее давление, МПа

Положение в скважине Диаметр исследуемых скважин, мм

178

±(5.0+0.1(2000/ϭк-1))

для резистивиметра РИ, %

свободное 120-300

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА 5ИК-А-90-120/80, 5ИК-А-76-120/80, 5ИК-А-90-150/100 Предназначен для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методом индукционного каротажа с помощью 5-ти зондов ИК с одновременной регистрацией активной и реактивной составляющих сигнала, а также методом ПС. Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков открытого ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных любым флюидом без содержания магнитных добавок. Вертикальная разрешающая способность метода – 35см, горизонтальная разрешающая способность метода – 250см. Технические характеристики

Прибор 5ИК-А-90-120/80

Прибор 5ИК-А-76-120/80

Прибор 5ИК-А-90-150/110

5-2000

Длина, м

5,7

3,9

5,5

Диаметр, мм

Диапазон измерения Габаритные размеры модуля

Масса модуля, кг

170

±(0,03х ϭк+1мСм/м

Диапазон рабочих температур, °С

120

150

Максимальное рабочее давление, МПа

110

Основная относительная погрешность активной и реактивной составляющих

Положение в скважине Диаметр исследуемых скважин, мм

свободное

от 110 до 216

от 110 до 400

от 110 до 216

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ 5ИК-45, 5ИК-А-90, 5ИК-А-76-120/80 •

Выделение электрически однородных пластов и пластов с зоной проникновения, определение вида проникновения

•

Определение УЭС неизмененной части пласта и промытой зоны, а также глубины зоны проникновения

•

Определение продольного УЭС и оценка коэффициента вертикальной анизотропии непроницаемых пластов и пластов с неглубокой зоной проникновения в горизонтальных скважинах

•

Выделение проницаемых интервалов, оценка характера насыщения и оценка коэффициента нефтегазонасыщенности

Прибор 5ИК-А-76-120/80 должен эксплуатироваться в комплекте с прибором (БП+ГК+2ННК)-А-76-120/80. Прибор может эксплуатироваться в комплексе (связке) скважинных приборов серии Каскад Э-А-01.

179

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР 2БК (БК-3+БК-5)-А-90-120/80 Предназначен для проведения электрического каротажа комплексом бокового каротажного зондирования (БКЗ), двойного бокового каротажа (БК-3+БК-5), резистивиметрии и потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков открытого ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных флюидом на основе водной промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением от 0,02 до 20Омм. Вертикальная разрешающая способность метода – 15см, горизонтальная разрешающая способность метода – 80-330см.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Выделение электрически однородных пластов и пластов с зоной проникновения, определение вида проникновения

•

Определение УЭС неизмененной части пласта и промытой зоны, а также глубины зоны проникновения

•

Выделение проницаемых интервалов, оценка характера насыщения и оценка коэффициента нефтегазонасыщенности

Технические характеристики

Прибор 2БК (БК-3+БК-5)А-90-120/80

Прибор ЭКВР-А-90-120/80

13 300

16720

Общая длина прибора, мм Диаметр прибора D, мм

102

Общая масса прибора, кг

465

479

Питание, автономное, В Диапазон температуры окружающей среды рабочих условий применения,°С Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения, МПа

от -10 до 120

от –10 до Tmax

Рmax

от 120 до 300

Диаметр скважины, мм

от 120 до 300

до 1400

Скорость каротажа, м/ч

800

Время работы в автономном режиме, часов в режиме записи

Частота записи, (опросов в секунду)

на буровом инструменте

Размещение

ПРИБОР АПРК-ГГК-90, ГГК-П-90А, 2ГГК-А-108-150/80 Предназначен для проведения ГИС методом компенсированного плотностного гамма-гамма каротажа. Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 15см.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

180

•

Корреляция разрезов скважин и литологических изменений

•

Детальное литологическое расчленение

•

Стратиграфические исследования

•

Определение / уточнение фильтрационно-емкостных свойств

•

Определение / уточнение минерального состава пород

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Технические характеристики Диапазон измерения

Прибор АПРК-ГГК-90

Прибор ГГК-П-90А

Прибор 2ГГК-А-108-150/80

1,7х10 до 3,0х10 кг/м

1,7х103 до 3,0х103 кг/м3

1,7х103 - 3,0х103 кг/м3 ±1,5%

1,7х103 - 3,0х103 кг/м3 ±2%

Общая длина прибора, мм

2630

1300

1912

Диаметр прибора D,мм

108

Общая масса прибора, кг

465

от -10 до Tmax

от +5 до +120

от +5 до +150

Рmax

Диаметр скважины, мм

от 120 до 180

от 120 до 225

от 120 до 350

Скорость каротажа, м/ч

800

200

250

на буровом инструменте

Предел допустимой основной относительной погрешности измерений

Питание, автономное, В

Диапазон температуры окружающей среды рабочих условий применения, °С Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения, МПа

Время работы в автономном режиме, часов в режиме записи Размещение

ПРИБОР АСПГ-90, АСПГ-108, АСПГ-150 Предназначен для измерения внутренней геометрии открытых стволов скважин. Применяется в нефтегазовых скважинах, включая горизонтальные, заполненных жидкостью на водной или нефтяной основе. Вертикальная разрешающая способность метода – 10-20см.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Определение профиля скважины по восьми внутренним радиусам в каждом поперечном сечении

•

Определение профиля и объема скважины

•

Литологическое расчленение разреза

•

Введение поправок в различные методы ГИС за скважинные условия

•

Используемый в данном профилемере метод, в отличие от механических модификаций, бесконтактный и, следовательно, менее аварийноопасный

181

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Технические характеристики Общая длина прибора, мм

Прибор АСПГ–90

Прибор АСПГ–108

Прибор АСПГ-150

3 300

2 880

Диаметр прибора D,мм

108

150

Общая масса прибора, кг

115

150

Питание, автономное, В

от –10 до 120

от 0 до 120

Диаметр скважины, мм

от 120 до 160

от 146 до 225

от 216 до 250

Скорость каротажа, м/ч

600

на буровом инструменте

центрируется

Время работы в автономном режиме, часов в режиме записи Размещение Положение в скважине

ПРИБОР СКВАЖИННОГО АКУСТИЧЕСКОГО ПРОФИЛЕМЕРА-КАВЕРНОМЕРА САП-90А Предназначен для получения информации об истинных размерах и форме обсаженных и необсаженных скважин посредством измерения внутренних радиусов по сечению скважины по 16 точкам с абсолютной погрешностью ±0,7 мм. Измерения радиусов производятся с помощью 16 неподвижных акустических датчиков, расположенных в два ряда. Применяется в промыслово-геофизических исследованиях вертикальных обсаженных нефтяных скважин диаметром от 100 до 250мм, заполненных промывочной жидкостью с плотностью не более 1,2 г/см3. Вертикальная разрешающая способность метода – 10-20см.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ В необсаженных скважинах: определение профиля скважины. В обсаженных скважинах: определение профиля колонны, смятий, нарушений, порывов

ОСОБЕННОСТИ Отсутствие в конструкции прибора вращающихся механических узлов и наличие каналов ГК и ЛМ

182

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Технические характеристики

Прибор САП-90А

Диаметр исследуемых скважин, мм

120-150

Погрешность измерения внутреннего радиуса, мм

±0,7

Количество измеряемых радиусов Тип датчика

16 ультразвуковой

Частота излучения датчика, кГц

500

Объем внутренней памяти, Гб

Длина геофизического кабеля, м, не более

5000

Габаритные размеры скважинного прибора, мм диаметр

длина

4000

Масса, кг, не более

Питание скважинного прибора ток, А

0,4

частота, Гц

400

Диапазон рабочих температур,°C

5-120

Максимальное рабочее давление, МПа

ПРИБОР ИНКЛИНОМЕТРА С КАНАЛОМ ГК-ИМА-42 Предназначен для измерения азимута и зенитного угла скважин с привязкой по глубине методами гамма-каротажа. Вертикальная разрешающая способность метода – 10см. Технические характеристики

Прибор ГК-ИМА-42

Диапазон измерения зенитного угла (θ), град.

от 0 до 180

геомагнитного азимута, град.

от 0 до 360

Габаритные размеры скважинного прибора, мм диаметр длина Масса модуля, кг Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы излучения, мкР/ч

1,95 42 9,5 от 1 до 250

183

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР ИНКЛИНОМЕТРА ИФМ-А-76-120/80, ИФМ-А-90-150/100, ИФМ-А-90-120/80 Предназначен для измерений в непрерывном режиме азимута и зенитного угла скважины, а также углов поворота корпуса скважинного прибора относительно магнитного меридиана и апсидальной плоскости скважины. Вертикальная разрешающая способность метода – 10см. Технические характеристики

Прибор ИФМ-А-90-150/100

Прибор ИФМ-А-90-120/80

Прибор ИФМ-А-76-120/80

зенитного угла (θ), град.

от 0 до 180

азимута

от 0 до 360

визирного угла, град

от 0 до 360

магнитного визира, град

от 0 до 360

длина, м

1,6

диаметр, мм

масса модуля, кг

Диапазон рабочих температур, °С

150

120

Maксимальное гидростатическое давление на забое, МПа

100

Диапазон измерения

Габаритные размеры модуля

ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА МАК-90А, МАК-42Ц, МАК-4А Предназначен для измерения интервального времени распространения и коэффициента затухания упругих волн в цифровой форме, оценка качества цементирования. Вертикальная разрешающая способность метода – 40см, горизонтальная разрешающая способность метода – 40см.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ

184

•

Литологическое расчленение разреза

•

Определение упругих свойств пород

•

Корреляция с сейсмическими данными

•

Определение коэффициента и типа пористости пород

•

Оценка акустической анизотропии и фильтрационных свойств прискважинной зоны

•

Определение коэффициента анизотропии и направления напряжения вокруг скважины

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Технические характеристики

Прибор МАК-90А

Прибор МАК-42Ц

Прибор МАК-4А

Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Тип излучателя Тип приемника Формула измерительного зонда Диапазон измерений коэффициента затухания упругих волн, дБ/м

3,7 100 123,5 146-245 центрируется магнитострикционный пьезокерамический И11.0П10.5П2 3-30

3,527 42 30 70-150 центрируется магнитострикционный пьезокерамический И11.0П10.5П2 3-30

3,6 60 60 87-160 центрируется магнитострикционный пьезокерамический И11.0П10.5П2 3-30

Диапазон измерений интервального времени Относительная погрешность при измерении интервального времени, %

120-600 ±3,0

±1,5 ±3,0 120 80

Основная абсолютная погрешность коэффициента затухания, дБ/м в диапазоне от 3 до 15 дБ/м в диапазоне от 15 до 30 дБ/м Диапазон рабочих температур, °С Maксимальное гидростатическое давление на забое, МПа

ПРИБОР ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО ТОМОГРАФИЧЕСКОГО КАРОТАЖА Предназначен для определения структуры порового пространства, фильтрационно-емкостных свойств, состава и свойств флюидов на основе измерения и обработки кривой релаксации (Т2) флюидов, 2 заполняющих поровое пространство. Технические характеристики Тип прибора Максимальная температура, ºС Максимальное давление, МПа Максимальный диаметр, мм без отклонителей с отклонителями Длина прибора, м Масса прибора в собранном виде, кг Время непрерывной работы (при tmax), час Постоянное магнитное поле, Гс Радиочастотное поле, Гс Частота, кГц Градиент в зоне исследования, Гс/см Минимальное время раздвижки Te, мс Число эхо Скорость каротажа, м/час Диапазон измерения амплитуды сигнала,% Погрешность измерения пористости (3 накопления),% Диапазон измерения времени поперечной релаксации Т2, мс Вертикальное разрешение, мм Диаметр зоны исследования, мм Толщина зоны исследования, мм Сопротивление бурового раствора, Ом*м

Прибор ЯМТК-П автономный 100 80 120 134 11 425 48 ч (деж.), 4 ч (реж. изм.) 141 1,2 ~600 20 0,8 до 1000 100 0 ÷ 100 1% 0 ÷ 3000 620 143-225 0,5 ÷ 1 > 0,07

185

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ИЗОПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ЗОНДИРОВАНИЯ (ВИКИЗ) Прибор ВИКИЗ предназначен для исследования пространственного распределения удельного электрического сопротивления пород, вскрытых скважинами, бурящимися на соленых (УЭС менее 0,5 Ом*м) буровых растворах. Включает в себя пять каналов определения кажущегося УЭС (пять электромагнитных зондов). Вертикальная разрешающая способность метода – 40 см, горизонтальная разрешающая способность метода – 200см. Технические характеристики Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Рабочие частоты, МГц Диапазон измерения, Ом*м Относительная погрешность измерения, %

Прибор ВИКИЗ 6 90 90 120 60 400 до 120 до 300 свободное от 0,875 до 14 1-200 5,8+18ρ/ρв

ПРИБОР ИМПУЛЬСНОГО ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО КАРОТАЖА Предназначен для исследования в открытом стволе скважин методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ИННК). Допустимо заполнение скважины промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л. Прибор обеспечивает одновременное измерение водонасыщенной пористости (объемного влагосодержания) пластов, вскрытых скважиной, и времени жизни нейтронов. Технические характеристики Тип прибора Скорость каротажа, м/ч Максимальная температура, ºС Максимальное давление, МПа Максимальный диаметр защитного кожуха прибора, мм Длина прибора, м Масса прибора, кг Диаметр, мм Диаметр зоны исследования, мм Длина зондов в нейтронном канале, см МЗ БЗ

186

Прибор АПИЛК-90 автономный 800 120 80 не более 90 4,5 108 90 120-350 28 54

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА АВАК-А-114-120/80 Прибор акустическогокаротажа с монопольным и дипольными преобразователями автономный АВАК-А предназначен для измерения параметров распространения упругих волн в нефтегазовых скважинах с горизонтальным стволом. Технические характеристики Длина прибора в контейнере, м Диаметр прибора в контейнере, мм Масса прибора в контейнере, кг Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Диапазон измерения интервального времени продольной волны, мкс/с Диапазон измерения интервального времени поперечной волны, мкс/с Диапазон измерения интервального времени волны Стоунли, мкс/с

Прибор АВАК-А-114-120/80 6,2 114 не более 130 120 80 не более 360 152-216 центрируется от 120 до 550 от 250 до 800 от 600 до 1000

ПРИБОР ЛИТОЛОГО-ПЛОТНОСТНОГО ГАММА-ГАММА КАРОТАЖА АПГГКЛП-90 Предназначен для измерения объемной плотности горных пород в нефтяных и газовых скважинах. Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе, как в открытом, так и в обсаженном стволе. Технические характеристики Общая длина прибора, мм

Прибор АПГГКЛП-90 3210

Диаметр прибора, мм

Общая масса прибора, кг

120

Питание, автономное, В

12,5

Максимальная температура окружающей среды, °С

120

Максимальное гидростатическое давление, МПа Диаметр скважины, мм

80 100÷320

Скорость каротажа, м/час

400

Время работы в автономном режиме, часов в режиме записи

Частота записи, (опросов в секунду)

187

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН Для оценки качества цементирования наклонных и горизонтальных скважин применяют автономные геофизические приборы: гамма-гамма цементомер с каналом ГК, акустический цементомер, модуль гаммакаротажа с локатором муфт. Доставка системы в ствол скважины осуществляется с помощью колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Для привязки по глубине в состав системы входит устьевое оборудование регистрации глубины. Время работы скважинных приборов не менее 24 часов, из них активная запись сигналов в течение не менее 10 часов для гамма-гамма цементомера, 9 часов для акустического цементомера. Типовые условия применения метода •

Применяется в обсаженных скважинах, заполненных растворами с плотностью от 1,0 до 1,4 г/см3, оборудованных эксплуатационными колоннами с внешним диаметром 102 – 245 мм (минимальный внутренний диаметр – 87мм)

•

Интенсивность набора кривизны ствола скважины не более 3 градусов на 10м.

от 102 до 245 60 от 5 до 85 от 5 до120 400

ПРИМЕНЕНИЕ

188

•

Определение уровня подъема гельцемента

•

Оценка состояния контакта тампонажной смеси с обсадной колонной и горными породами

Определение плотности вещества в затрубном пространстве

•

Оценка герметичности затрубного пространства

Оценка однородности заполнения затрубья тампонажной смесью

•

Определение высоты подъема цемента в затрубном пространстве

•

Определение эксцентриситета колонны в скважине

•

Определение средней по периметру толщины стенки труб обсадной колонны

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИБОР ГАММА-ГАММА ЦЕМЕНТОМЕРА АГГЦ Предназначен для измерения плотности вещества в заколонном пространстве скважины и толщины стенки труб обсадной колонны методом рассеянного гамма-излучения. Прибор применяется для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн, зацементированных обычными тампонажными растворами, в сканирующем режиме с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости скважины и её геологическому разрезу. Прибор обеспечивает измерения в наклонных и горизонтальных скважинах диаметром от 124 до 156мм, оборудованных эксплуатационными колоннами диаметром от 102 до 127 мм и заполненных промывочными растворами с плотностью от 1000 до 1400 г/м3. Доставка прибора в скважину осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб (НКТ) или бурового инструмента. Отсутствие кабеля снижает аварийность работ.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ 1. Диапазон измерения плотности вещества в заколонном пространстве: от 1000 до 2000 кг/м3 2. Диапазон измерения толщины стенки труб обсадной колонны: от 5 до 12мм 3. Для канала ГК мощность экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения: от 1 до 250мкР/ч Технические характеристики Длина, мм

Прибор АГГЦ 2300

Масса прибора, кг

Диаметр по корпусу

Диаметр по центраторам в раскрытом состоянии Диаметр по вытеснителю Положение в скважине Источник Тип детектора

122 80/90 центрируется Cs

137

NaI(Tl)

Диапазон измерения объемной плотности, г/см3 толщины стенки, мм

1,0-2,0 5-12

Основная абсолютная погрешность при измерении плотности вещества, г/см3

0,15

толщины стенки труб, мм

0,5

Диапазон исследуемых колонн, мм

102-127

Прибор обеспечивает регистрацию следующих информационных каналов: 1. Трех каналов большого зонда; 2. Канала малого зонда; 3. Канала гамма-каротажа; 4. Технологического канала измерения установочного угла (угла между апсидальной плоскостью и плоскостью, проходящей через продольные оси прибора и приемного преобразователя, условно принятого за нулевой); технологических каналов температуры внутри прибора и напряжения питания на приборе.

189

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИБОР СГДТ-110А Предназначен для измерения плотности вещества в заколонном пространстве и толщины стенки труб обсадной колонны методом рассеянного гамма-излучения. Прибор применяется для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн, зацементированных обычными тампонажными растворами, в сканирующем режиме с привязкой результатов измерений к апсидальной плоскости скважины и её геологическому разрезу. Модуль обеспечивает измерения в нефтяных и газовых скважинах диаметром от 200 до 295мм, оборудованных колоннами с наружным диаметром от 146 до 178мм с заполнением растворами с плотностью от 1000 до 1400 кг/м3. Доставка прибора в скважину осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб (НКТ) или бурового инструмента. Технические характеристики

Прибор СГДТ

Длина модуля в комплексе

2550

Масса модуля без вытеснителя, кг

110

Диаметр по корпусу

110

Диаметр с вытеснителем

136/146

Диаметр по центраторам в раскрытом состоянии

185

Диаметр центраторов в полностью сложенном состоянии

120

Диапазон рабочих температур, °С

от +5 до +120

Положение в скважине

центрируется

Источник Тип детектора

137

NaI(Tl)

Диапазон измерения объемной плотности, г/см3

1,0-2,0

толщины стенки, мм

5-12

Основная абсолютная погрешность при измерении плотности вещества, г/см3

0,15

толщины стенки труб, мм

0,5

Диапазон исследуемых колонн, мм

146-178

Прибор обеспечивает регистрацию следующих информационных каналов: 1. Шести каналов большого зонда; 2. Канала малого зонда; 3. Канала гамма-каротажа; 4. Технологического канала измерения установочного угла (угла между апсидальной плоскостью и плоскостью, проходящей через продольные оси модуля и приемного преобразователя, условно принятого за нулевой); 5. Технологических каналов температуры внутри модуля и напряжения на головке модуля.

190

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО ЦЕМЕНТОМЕРА МАК-4-СКА, МАК-9-СКУ, МАК-90А, МАК-4 Предназначен для измерения интервального времени распространения и коэффициента затухания упругих волн в цифровой форме, оценки качества цементирования.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ 1. Определение уровня подъема цементного раствора 2. Оценка состояния контакта тампонажной смеси с обсадной колонной и горными породами 3. Оценка герметичности затрубного пространства Технические характеристики

МАК-4-СКА

МАК-90А

МАК-4А

МАК-9-СКУ

4АК-А-90-150/100

Длина, м

4,3

3,7

3,6

4,8

5,7

Диаметр, мм

100

Масса, кг

123,5

153

200

89-154

146-168

87-132

146-178

146-216

центрируется

Тип излучателя

магнитострикционный

Тип приемника

пьезокерамический

И11.0П10.5П2/И (1-8)0.4П(1-8)

И11.0П10.5П2

Диапазон измерений коэффициента затухания упругих волн, дБ/м

3 – 30

Диапазон измерений интервального времени

120-600

100-500

Относительная погрешность при измерении интервального времени, %

±3,0

±5,0

в диапазоне от 3 до 15дБ/м

±1,5

в диапазоне от 15 до 30дБ/м

±3,0

Диапазон рабочих температур, °С

5-120

120

150

Maксимальное гидростатическое давление на забое, МПа

100

Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине

Формула измерительного зонда

Основная абсолютная погрешность коэффициента затухания, дБ/м

191

Услуги при строительстве горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием

ИССЛЕДОВАНИЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИБОР ГАММА-КАРОТАЖА ГКЛ-64, ГКЛ-73, ГКЛ-90А РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ 1. Диапазон измерения гамма-излучения 1-250мкР/ч; 2. Определение местоположения соединительных муфт, центрирующих фонарей, пакеров и т.п. 3. Предназначен для измерения мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения, для отбивки забоя скважины, привязки интервалов перфорации, для локации муфт. Одновременная регистрация ГК с ЛМ обеспечивает взаимную привязку геологического разреза и муфт обсадных колонн. Технические характеристики

ГКЛ-64

ГКЛ-73

ГКЛ-90А

1-250

102-245

146-245

Длина, м

1,360

1,350

1,6

Масса, кг

24,5

Предел допустимой основной и относительной погрешности мощности экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения, %

±15

Максимальное рабочее гидростатическое давление в скважине, МПа

Диапазон рабочих температур, °С

5-120

Тип детектора

NaI(Tl)

CsJ(Na)

Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения, мкР/ч Диапазон исследуемых колонн

Время непрерывной работы модуля, ч

192

ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ (ПЕРФОРАЦИОННЫЕ) РАБОТЫ

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ Перфораторы, спускаемые на каротажном кабеле Перфораторы корпусные однократного применения Перфоратор модульный Перфораторы корпусные многократного применения Перфораторы бескорпусные с извлекаемым каркасом Дыроколы Перфоратор-генератор ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Перфораторы корпусные однократного применения Перфораторы модульные Аппаратура по контролю при перфорации СВЕРЛЯЩАЯ ПЕРФОРАЦИЯ ВЗРЫВНЫЕ ПАКЕРЫ ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ТОРПЕДИРОВАНИЕ Шнуровые торпеды (ТДШ) Шашечные торпеды Фугасные торпеды Кумулятивные труборезы ГИС ПОСЛЕ ПЕРФОРАЦИИ

196 196 196 199 199 199 199 200 201 202 205 206 208 209 210 211 211 211 211 212 213

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Осовский Александр Васильевич Начальник ПТО

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 79 973

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: ptokngf@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

По вопросам оказания услуг

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам обращаться

По вопросам оказания услуг

АверьЯнов Андрей Николаевич Начальник участка ИПТ ПС и ГО

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

+7 (904) 47 73 815

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 47 70 620

e-mail: averyanov_an@kngf.org

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам обращаться

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

Газизов Артур Расимович Ведущий геофизик по ПВР +7 (937) 33 99 224 +7 (908) 88 75 650 e-mail: gazizov_ar@kngf.org По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

195

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ ПЕРФОРАТОРЫ, СПУСКАЕМЫЕ НА КАРОТАЖНОМ КАБЕЛЕ Основное назначение перфорации – это создание каналов в обсадной колонне (одной или нескольких), цементном камне и участке горной породы, загрязненной частицами бурового раствора в процессе бурения скважины с целью обеспечения гидродинамической связи пласта со скважиной. Вторичное вскрытие пласта является одной из наиболее важных операций, влияющих на дальнейшую эффективную эксплуатацию нефтегазовых скважин. Значительную часть работы по вторичному вскрытию нефтегазоносных пластов в настоящее время осуществляется с помощью кумулятивной перфорации. В зависимости от поставленной задачи, а также скважинных условий и характеристики пласта-коллектора, могут применяться кумулятивная, сверлящая или гидромеханическая перфорации. Корпусные кумулятивные перфораторы однократного применения спускают в скважину на кабеле. После одного отстрела корпус прибора выходит из строя и извлекается совместно с продуктами взрыва. Аппаратура применяется в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью.

Типовые условия применения метода Применяются в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью. Некоторые типы применяются при перфорации скважин, заполненных газом или газоконденсатом

ДОСТОИНСТВА •

Имеют относительно тонкостенный облегченный корпус

•

Обеспечивают минимальное воздействие на обсадную колонну, чистые перфорационные каналы, целостность цементного камня

•

Меньший диаметр и, как следствие, лучшая проходимость в скважине

Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПКО89СА

115

ЗПКО89СМ ЗПКО89СМА (Big Hole)

0,1-100

150

800 200

11,2 20,5

750 232

9,7 18,76

732 240

10,4 20,3

ПКО89СА-01

115

ЗПКО89С-01

0,1-100

150

737

13,3

765

11,5

713

11,8

ППШ89

115

ЗПКО89СВ ЗПКО89СВА

27 27

0,1-120

180

912 260

11,1 24

680 202

9,57 18,55

900 210

11,7 25,2

28,5 29,5 29,5 27,2 22,5

2,5-80 2,5-80 2,5-80 0,1-80 0,1-80

150

1040 356,8 262

10,06 18,69 23,42

705 810 900 361,6 204,5

15,6 11,2 10,5 18,4 23,3

196

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

ПКО89-АТ

Глубина канала

ПКО89-АТ

115

ЗПК89-АТ-01 ЗПК89-АТ-М-03 ЗПК89-АТ-М-04 ЗПК89-АТ-М-09(ВН) ЗПК89-АТ-М-10 (BH)

ПКТ 89

Масса ВВ, гр

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

ПКТ 89

115

ЗПКО 89-DN ЗПКО 89-DN-01

22,7 22,7

15,090,0

150

300 850

20 11

252 980

16,81 9,96

297,8 849,6

20,1 10,3

ПК 89 КЛ ORION

Обозначение

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

ПК 89 КЛ ORION (К)

110

ORION89-01(Big Hole) ORION89-02 (SDP)

21 23

0,1-140

150

200 1010

21 11,5

185 1042

18,5 10,8

297,2 1094,8

20,6 12,4

ПК 102 КЛ ORION

ППШ89

ПКО89СА

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

ПК 102 КЛ ORION (К)

102

119

ORION102-01(Big Hole) ORION102-02 (SDP) ORION102-03 (DP) ORION102-04 (SDP)

26 29 29 34

0,1-125

150

220 1200 1000* -

24 10 11* -

219 1164 1131 1229

21,2 10,9 11,5 11,4

315,7 1205 1077,1 -

25,3 10,3 12,5 -

20 16

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ

Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПКО 102

102

124

ЗПКО 102-DN ЗПКО 102-DN-01

32,5 32,5

10,080,0

150

350 1000

26,5 11,5

321 1133

17,74 10,27

371,2 891

24,6 11,4

ПКТ102 КЛ-М

ПКТ102 КЛ-М(К)

102

124

ЗПКТ105Н-ТВ-СП1 ЗПКТ105Н-ТВ-ОП1

33 31

1-125

150

1100 210

11 24

1092 185

11,5 21,3

1110 301,4

10,3 24,1

ПКТ102СК

102

118

ЗПК102С ЗПК102СА

34 29

0,1-80

150

1030 193*

11 27,5*

953 -

12,6 -

933 231,1

12,7 24

ППШ102

102

118

ЗПК102С ЗПК102СМ ЗПК102СМА

30 33 34

0,1-120

150

834,3 1110 280

17,5 14,5 23

656 872 243

15,52 11,83 17,89

780,5 303,5

13,4 18,9

ПКО102-АТ

102

115

ЗПК102-АТ-М-03 ЗПК102-АТ-М-09(ВН) ЗПК89-АТ-01

27,8 27,2 28,5

5,0-80

150

1245 365,9 -

12,28 18,93 -

910 359,5 705

10,9 17,9 15,6

КПО102

КПО102К

102

127

ЗКПО-ПП-30-ГП ЗКПО-ПП-30-БО ЗКПО-ПП-22-ГП

30 30 22

5,0-80

150

1000 260 760

10 21 12

837 208 -

9,85 22,18 -

960 292,6 -

10,6 21,1 -

КПО114

КПО114К

114

145

ЗКПО-ПП-30-ГП ЗКПО-ПП-30-БО

30 30

5,0-80

150

950 270

12 22

Скорпион 114

Скорпион 114К

114

145

Скорпион ПП-36СГП

0,3-80

150

1600

1603

10,88

1649,9

11,7

ПК 114 КЛ ORION

ПК 114 КЛ ORION (K)

114

140

ORION114-01(Big Hole) ORION114-03(SDP)

21 21

0,1-110

150

135

180 750

20 12

176 782

18,2 10

ППШ114

114

140

ЗПК 102СМ ЗПК 102СМА

33 34

0,1-120

150

1100 297

14,3 23,3

244

20,5

799,6 350,3

13,5 17,9

ПКО114-АТ

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПКО114-АТ

114

147

ЗПК114-АТ-М-03 ЗПК114-АТ-М-10 (ВН)

32,5 27,7

0,1-80

150

1348 189

12,5 23,92

1430,7 350,7

11,3 24,7

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

197

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ

Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

Gun System DYNAWELL

114mm

114

145

Dw39g DP2 St HMX(2317112)

0-130

150

16,5

1678

10,92

1650

11,9

927,9

12,7

Gun System DYNAWELL

114mm

114

145

Dw39g DPEX St RDX(2317128)

0-130

150

16,5

1122

1026

12,7

924,5

12,1

Gun System DYNAWELL

102mm

102

130

Dw32g DP2 St RDX(2313275)

0-130

150

16,5

1074,1

9,65

1089

12,9

986

11,3

Gun System DYNAWELL

102mm

102

130

Dw26g GH St HMX(2316325)

0-130

190

692

15,2

466,9

12,8

Gun System DYNAWELL

102mm

102

130

DW26g DP St RDX(2315510)

0-130

150

1124

9,1

854,4

9,1

Gun System DYNAWELL

102mm

102

130

DW26g DPEX St HMX(2317008)

0-130

190

866

11,4

806,4

10,3

Gun System DYNAWELL

102mm

102

130

DW24g DP St RDX(2313383)

0-130

190

904

9,9

698

8,4

Gun System DYNAWELL

73mm

DW15g DP St HMX(2313286)

0-130

190

819

6,6

844,2

6,2

Gun System DYNAWELL

73mm

Dw15g BH St HMX(2317321)

0-130

190

239

17,8

184,7

Gun System DYNAWELL

51mm

DW 6,5 g DP St RDX(2314473)

6,5

1-138

150

523

5,33

433

4,8

ПК 63 КЛ ORION

ПК 63 КЛ ORION (К)

ORION63-01(Big Hole) ORION63-02 (SDP)

12 11

0,1-100

150

150 640

17 9,8

177 738

15,1 8,5

204,3 714,8

18,5 7,4

ПКО63-АТ

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПКО63-АТ

63,5

ЗПК63-АТ-03 ЗПК63-АТ-М-04 ЗПК63-АТ-М-10 (BH)

13,5 11,5 14

5-80

150

753 296

7,69 17,13

450 553,5 255,2

9 7,2 14

Обозначение

198

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ППШ64

ЗПК64С ЗПК64СА

13,5 15,5

0,1-80

150

672 160

7,6 21,4

510 198

6,81 18,84

671,8 132,4

7,1 19,1

ППШ73

ЗПК73С ЗПК73СА

17 21

0,1-100

150

700 195

9,8 23,5

596 178

8,45 20,2

536,8 188,1

9,5 22,4

КПО73

КПО73К

ЗКПО-ПП-19ГП ЗКПО-ПП-19БО ЗКПО-ПП-22ГП

19 19 22

5-80

150

20 20 10

600 190 700

12 20 12

536 207 -

8,77 23,71 -

554 278,9 -

9,1 17,77 -

ПКО73-АТ

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПКО73-АТ-К

ЗПК73-АТ-01 ЗПК73-АТ-М-02 ЗПК73-АТ-М-04

20 19 19

5-80

150

319 785

20,83 9,43

545 317,7 864,9

11,02 18,2 11,7

ПК 73 КЛ ORION (К)

ORION73-01(Big Hole) ORION73-02 (SDP)

17 16

0,1-100

150

180 720

19,5 9

183 991

18,1 8,2

238,7 856,7

20,2 9

7,4

0,1-60

150

460

5,5

390

5,7

722 271

9,8 18,48

680 279,1

11 21

ПК 73 КЛ ORION

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

ПМ50С

ПЕРФОРАТОР МОДУЛЬНЫЙ ПМ50С

МПМ50С-10

ПК105СМ

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ МНОГОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ПК105СМ -02

105

125

ЗПК105С ЗПК105СА

21 22

0,1-60

150

10,12

90 60

681 210

11 21

ПРК42С

ЗПРК42С-01

5-80

150

314

7,3

333

7,1

428

6,9

ПРК54С-01

ПЕРФОРАТОРЫ БЕСКОРПУСНЫЕ С ИЗВЛЕКАЕМЫМ КАРКАСОМ

ПРК54С-01

ЗПРК54С-01

0,1-80

150

604

10,7

516

8,1

587,3

9,1

DW 13g DP St RDX(2810653)

1-100

150

933

7,9

604,6

8,3

ЗПКС-80 150/800

0-80

150

6; 10

180

380

46/51

ЗКУ40ВЦ

5-80

150

ЗПКЦ57

0,1-80

150

ПКС-80

Strip System DYNAWEEL 54 mm ПКС-80

ПРКУ40ВЦ

ПКЦ57

ДЫРОКОЛЫ

ПКЦ57

199

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА КАБЕЛЕ ПЕРФОРАТОР-ГЕНЕРАТОР Перфоратор-генератор, спускаемый на геофизическом кабеле, предназначен для вторичного вскрытия продуктивных пластов в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и одновременной термогазодинамической обработки с целью улучшения гидродинамической связи пласта со скважиной. Определяющим результатом является увеличение дебита или нефтеотдачи пласта. Комплексная технология осуществляется с применением комплексных аппаратов ПГМ102СК и ГП105 (перфоген), спускаемых на кабеле. Типовые условия применения метода Применяются в обсаженных разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважинах, в которых фильтрационные свойства пластов-коллекторов низкие, либо ухудшены во время вскрытия или эксплуатации.

ПРЕИМУЩЕСТВА

Не происходит снижения проницаемости в период между вскрытием пласта и обработкой пороховым генератором давления

Фазировка, град.

•

Плотность перфорации макс., отв./м

Образуемые кумулятивными зарядами каналы и трещины сразу же расширяются давлением газогенерирующих зарядов, а суммарная поверхность трещин больше, чем при раздельных операциях

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

•

Диапазон рабочего давления, МПа

Комплексное тепловое и физико-химическое воздействие на прискважинную зону пласта

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Совмещение операций вскрытия и интенсификации притока

•

Поперечный габарит, мм

•

ПГМ102СК

102

118

МПМ73С(А)/ЗП92С

14 / 1800

5-50

150

5;10; 15;19

585 (198)

7,4 (18,6)

554 (199)

7,8 (16,5)

ГП105

105

125

ЗПК105Н-ГП/ЗГП105 ЗПК105Н-БО/ЗГП105

20/500 22/500

до 60

100

650 220

10,5 19,5

692 300

11,0 20,8

ГП105 «Перфоген»

ПГМ102СК

Обозначение

200

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Корпусные кумулятивные перфораторы однократного применения спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. После одного отстрела корпус прибора выходит из строя и извлекается совместно с продуктами взрыва. Модульные кумулятивные перфораторы спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб. Состоят из герметичных, снаряженных в условиях завода-изготовителя модулей длиной 1 метр, соединяемых между собой свинчиванием. Поставляемые модули снаряжены 5, 10, 15 и 19 зарядами, также имеются модули «пропуск». Типовые условия применения метода Применяются в обсаженных скважинах, заполненных жидкостью, газом или газоконденсатом.

ДОСТОИНСТВА КОРПУСНЫХ

ДОСТОИНСТВА МОДУЛЬНЫХ

•

Вскрытие протяженных пластов в скважинах с любым углом наклона в условиях депрессии на пласт;

•

Удобство и малая трудоемкость сборки перфоратора на скважине

•

Проведение свабирования и ГДИ скважины сразу после отсрела;

•

Инициирование перфоратора штангой-индикатором с одновременной регистрацией давления и акустических сигналов.

Высокая производительность прострелочно-взрывных работ ввиду возможности формирования сборки перфоратора большой длины

•

Высокая надежность и качество работы перфоратора благодаря поставке модулей в снаряженном состоянии

Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПКТ89СМ

ПКТ89СМ ГС: ИГ-1, ИГ-2

115

ЗПКО89СМ

0,1-100/ 5-100 (ИГ2/ИГ1)

150

800

11,2

750

9,7

732

10,4

ПКТ89С2М

ПКТ89С2М ГС: ИГ-1, ИГ-2

115

ЗПКО89СМ ЗПКО89СМА (Big Hole)

23 24

0,1-100/ 5-100 (ИГ2/ИГ1)

150

800 200

11,2 20,5

750 232

9,7 18,76

732 240

10,4 20,3

ПКТ89С2М-01

ПКТ89С2М -01 ГС: ИГ-1, ИГ-2

115

ЗПКО89С-01

0,1-100/ (ИГ2/ИГ1)

150

737

13,3

765

11,5

713

11,8

ППШ89

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ППШ89 ГС: ИГ-1, ИГ-2

115

ЗПКО89СВ ЗПКО89СВА

0,1-120

180

912 260

11,1 24

680 202

9,57 18,55

900 210

11,7 25,2

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

201

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПКО89-АТ

ПКО89-АТ ГС: INNICOR, ГИУ

115

ЗПК89-АТ-01 ЗПК89-АТ-М-03 ЗПК89-АТ-М-04 ЗПК89-АТ-М-09 (BH) ЗПК89-АТ-М-10 (BH)

28,5 29,5 29,5 27,2 22,5

2,5-80 2,5-80 2,5-80 0,1-80 0,1-80

150

1040 356,8 262

10,06 18,69 23,42

705 810 900 361,6 204,5

15,6 11,2 10,5 18,4 23,3

ПКТ 89

115

ЗПКО 89-DN ЗПКО 89-DN-01

22,7 22,7

15-90

150

300 850

20 11

252 988

16,81 9,96

297,8 849,6

20,1 10,3

ПКТ 89КЛ ORION

ПК 89 КЛ ORION (Т) ГС: INNICOR, DW, ORION, ВГМ

110

ORION89-01(Big Hole) ORION89-02 (SDP)

21 23

0,1-140

150

200 1010

21 11,5

185 1042

18,5 10,8

297,2 1094,8

20,6 12,4

ПКТ 102 КЛ ORION

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПК 102 КЛ ORION (Т) ГС: INNICOR, DW, ORION, ВГМ

102

119

ORION102-01(Big Hole) ORION102-02 (SDP) ORION102-03 (DP) ORION102-04 (SDP)

26 29 28 34

5-125

150

220 1200 1000* -

24 10 11* -

219 1146 1131 1229

21,2 10,9 11,5 11,4

315,7 1205 1077,1 -

25,3 10,3 12,5 -

Обозначение

202

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

20 16

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

КПО102

КПО102Т ГС: DW, ВГМ

102

127

ЗКПО-ПП-30-ГП ЗКПО-ПП-30-БО ЗКПО-ПП-22-ГП

30 29 22

5-80

150

1000 190 700

10 20 12

837 208 -

9,85 22,18 -

960 278,9 -

9,1 17,7 -

КПО114

КПО114Т ГС: DW, ВГМ

114

145

ЗКПО-ПП-30-ГП ЗКПО-ПП-30-БО

30 30

5-80

150

950 270

12 22

Скорпион 114

Скорпион 114Т ГС:ВГМ

114

145

Скорпион ПП-36СГП

0,3-80

170

1600

1603

10,88

1649,9

11,7

ППШ114

ППШ114 ГС: ИГ-1, ИГ-2

114

140

ЗПК 102СМ ЗПК 102СМА

33 34

0,1-120

150

1110 297

14,3 23,3

244

20,5

799,6 350,3

13,5 17,9

ПК 114 КЛ ORION

ПК 114 КЛ ORION (Т) ГС: INNICOR, DW, ORION, ВГМ

114

140

ORION114-01(Big Hole) ORION114-03 (SDP)

21 21

5-110

150

135

180 750

20 12

176 782

18,2 10

ПКО114-АТ

ПКО114-АТ ГС: INNICOR, ГИУ

114

147

ЗПК114-АТ-М-03 ЗПК114-АТ-М-10 (BH)

32,5 27,7

0,1-80

150

1348 189

12,5 23,92

1430,7 350,7

11,3 24,7

ПКО102-АТ

ПКО102-АТ ГС: INNICOR, ГИУ

102

115

ЗПК102-АТ-М-03 ЗПК102-АТ-М-09 (BH) ЗПК89-АТ-01

27,8 27,2 28,5

5-80

150

1245 365,9 -

12,28 18,93 -

910 359,5 705

10,9 17,9 15,6

ПКО 102

102

124

ЗПКО 102-DN ЗПКО 102-DN-01

32,5 32,5

10-80

150

350 1000

26 11,5

321 1133

17,74 10,27

371,2 891

24,6 11,4

ПКТ102 КЛ-М

ПКТ102КЛМ(Т) ГС: INNICOR, DW, ВГМ

102

124

ЗПКТ105Н-ТВ-СП1 ЗПКТ105Н-ТВ-ОП1

33 31

1-125

150

1100 210

11 24

1092 185

11,5 21,3

1110 301,4

10,3 24,1

ПКТ102СТ

ПКТ102СТ ГС: ИГ-1, ИГ-2

102

118

ЗПК102С ЗПК102СА

34 29

0,1-100/ 5-100 (ИГ2/ИГ1)

150

1030 193*

11 27,5*

953 -

12,6 -

933 231,1

13,7 24

ППШ102

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ППШ102 ГС: ИГ-1, ИГ-2

102

118

ЗПК102С ЗПК102СМ ЗПК102СМА

30 33 34

0,1-120

150

834,3 1110 280

17,5 14,5 23

656 872 243

15,52 11,83 17,89

834,3 780,5 303,5

17,5 13,4 18,9

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

203

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПК 63 КЛ ORION

ПК 63 КЛ ORION (Т) ГС: INNICOR, DW, ORION, ВГМ

ORION63-01(Big Hole) ORION63-02 (SDP)

12 11

0,1-100

150

150 640

17 9,8

177 738

15,1 8,5

204,3 714,8

18,5 7,4

ПК 73 КЛ ORION

ПК 73 КЛ ORION (Т) ГС: INNICOR, DW, ORION, ВГМ

ORION73-01(Big Hole) ORION73-02 (SDP)

17 16

0,1-100

150

180 720

19,5 9

183 991

18,1 8,2

238,7 856,7

20,2 9,0

ППШ64

ППШ64 ГС: ИГ-1

ЗПК64С ЗПК64СА

13,5 15,5

0,1-80

150

672 160

7,6 21,4

510 198

6,81 18,84

671,8 132,4

7,1 19,1

ППШ73

ППШ73 ГС: ИГ-1

ЗПК73С ЗПК73СА

17 21

0,1-100

150

700 195

9,8 23,5

596 178

8,45 20,2

536,8 188,1

9,5 22,4

КПО73

КПО73Т ГС: DW, ВГМ

ЗКПО-ПП-19-ГП ЗКПО-ПП-19-БО ЗКПО-ПП-22ГП

19 19 22

5-80

150

20 20 10

600 190 70

12 20 12

536 207 -

8,77 23,71 -

554 278,9 -

9,1 17,7 -

ПКО73-АТ

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

ПКО73-АТ-Т ГС: INNICOR, ГИУ

ЗПК73-АТ-01 ЗПК73-АТ-М-02 ЗПК73-АТ-М-04

20 19 19

5-80

150

319 785

20,83 9,43

545 317,7 864,9

11,02 18,2 11,7

Обозначение

204

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПЕРФОРАЦИЯ НА ТРУБАХ Поперечный габарит, мм

Минимальный проходной диаметр в колонне, мм

Диапазон рабочего давления, МПа

Допустимая температура Сº, при выдержке 2 часа

Плотность перфорации макс., отв./м

Фазировка, град.

ПЕРФОРАТОРЫ КОРПУСНЫЕ ОДНОКРАТНОГО ПРИМЕНЕНИЯ

Gun System DYNAWELL 114 mm ГС: DW

114

145

Dw39g DP2 St HMX(2317112)

0-130

150

16,5

1678

10,92

1650

11,9

927,9

12,7

Gun System DYNAWELL 114 mm ГС: DW

114

145

Dw39g DPEX St RDX(2317128)

0-130

150

16,5

1122

1026

12,7

924,5

12,1

Gun System DYNAWELL 102 mm ГС: DW

102

130

DW32g DP2 St RDX(2313275)

0-130

150

16,5

1074,1

9,65

1089

12,9

986

11,3

Gun System DYNAWELL 102 mm ГС: DW

102

130

DW26g GH St HMX(2316325)

0-130

190

692

15,2

466,9

12,8

Gun System DYNAWELL 102 mm ГС: DW

102

130

Dw26g DP St RDX(2315510)

0-130

150

1124

9,1

854,4

9,1

Gun System DYNAWELL 102 mm ГС: DW

102

130

DW26g DPEX St HMX(2317008)

0-130

190

866

11,4

806,4

10,3

Gun System DYNAWELL 102 mm ГС: DW

102

130

DW24g DP St RDX(2313383)

0-130

190

904

9,9

698

8,4

Gun System DYNAWELL 73 mm ГС: DW

Dw15g DP St HMX(2313286)

0-130

190

819

6,6

844,2

6,2

Gun System DYNAWELL 73 mm ГС: DW

Dw15g BH St HMX(2317321)

0-130

190

239

17,8

184,7

Обозначение

Заряд, применяемый в перфораторе

Обозначение

Масса ВВ, гр

Параметры пробития по бетонной мишени (аналог API RP-43), мм

По сертификации перфоратора по стандарту API RP-19B, мм

Технические характеристики (согласно методике СС-05), мм

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр в стальной пластине

Глубина канала

Диаметр входного отверстия

ПМО73С самоориентируемый

ПМ73СТ

ПЕРФОРАТОРЫ МОДУЛЬНЫЕ ПМ73СТ ГС: ИГ-1

МПМ73С ЗПМ73С

0,1-100 (ИГ1)

180

5;10 15;19

585

7,4

554

7,8

560

7,2

ПМ73СТА ГС: ИГ-1

МПМ73С ЗПМ73СА

0,1-100 (ИГ1)

180

10 15;19

198

18,6

199

16,5

246,1

15,6

ПМО73СТ ГС: ИГ-1

МПМО73С (ЗПМО73С)

0,1-100 (ИГ1)

150

180

700

9,8

518

8,57

545

7,1

ПМО73СТА ГС: ИГ-1

МПМО73СА (ЗПМО73СА-01)

0,1-100 (ИГ1)

150

180

195

23,5

167,9

18,5

205

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

АППАРАТУРА ПО КОНТРОЛЮ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ ГеоКИН: Прибор предназначен для регистрации факта срабатывания прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА), спускаемой на насосно-компрессорных трубах (НКТ) или геофизическом кабеле, при проведении прострелочновзрывных работ (ПВР) на скважинах, пробуренных на нефть, газ и воду. Полученная информация с прибора позволяет объективно контролировать факт срабатывания ПВА как на депрессии, так и на репрессии. ШИП: Штанги, инициирующие перфорационные ШИП-А (автономный вариант) и ШИП-К (кабельный вариант), предназначены для инициирования перфораторов типа ПКТ при проведении прострелочно-взрывных работ с одновременной регистрацией давления и температуры скважинной жидкости до, во время и после взрывного процесса. МИГ-36: Прибор предназначен для регистрации процессов изменения давления и температуры, обусловленных работой прострелочно-взрывной аппаратуры (ПВА), а также для проведения гидродинамических исследований в скважинах (ГДИС). Типовые условия применения метода Применяется в обсаженных скважинах и НКТ, заполненных раствором любой минерализации.

ПРИБОР ГЕОКИН •

Оперативность получения информации в реальном масштабе времени

ПРИБОРЫ ШИП-А И ШИП-К •

Возможность задать до 10 режимов регистрации параметров различной длительности и частоты

•

Визуализация на поверхности всего процесса измерений, в том числе процесса срабатывания перфоратора

•

Регистрация информации о восстановлении давления и измерение температуры в зоне перфорации

•

Режим работы в экстремальных условиях срабатывания ПВА

•

Оперативность получения информации в реальном масштабе времени

МИГ-36

206

•

Ударное инициирование перфораторов, спускаемых на насосно-компрессорных трубах

•

Непрерывная автономная регистрация избыточного давления и температуры до, во время и после взрывного процесса жидких и газообразных сред в скважинах, пробуренных на нефть, газ и воду

•

Гидродинамический мониторинг скважин

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

АППАРАТУРА ПО КОНТРОЛЮ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ Прибор

Длина (м)

Диаметр (мм)

Диапазон t (°С)

Max p (°С)

Масса (кг)

ГеоКИН

430

от -40 до +85

4,5

ШИП-А

2060

от -40 до +125

100

ШИП-К

2516

от -40 до +125

100

МИГ-36

1182

от -40 до +120

100

7,3

Контроль срабатывания перфоратора прибором ШИП на глубине перфорации

Устьевой контроль срабатывания перфоратора прибором АНИС

207

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

СВЕРЛЯЩАЯ ПЕРФОРАЦИЯ Сверлящая перфорация – это один из методов вторичного вскрытия нефтяных и газовых пластов, основанный на механическом способе разрушения элементов крепления скважины и горных пород. Сверлящие перфораторы создают перфорационные каналы в мягком, щадящем режиме без ударного воздействия, исключают деформацию и разрушение обсадных труб, трещинообразование в цементном кольце, ухудшение фильтрационных характеристик в прискважинной зоне пласта. Типовые условия применения метода •

Применяют в скважинах с обсадными колоннами диаметром от 146 до 168мм

•

Позволяет создать фильтр любой формы и плотности размещения перфорационных каналов

•

Обеспечивает получение отверстий большого диаметра с чистой кромкой

•

Обеспечивает возможность вторичного вскрытия продуктивных интервалов на депрессии

ПРИМЕНЕНИЕ •

Нефтеносные пласты с подошвенной водой

•

Избирательное вскрытие продуктивных пластов, представленных чередованием проницаемых и уплотненных пропластков

•

Маломощные нефтяные пласты

•

При проведении ремонтных работ в скважинах с многоколонной конструкцией для заливки цемента в межтрубное пространство

Прибор ПС-112

208

Максимальное число сверлений за спуск, отв/м

Max p (МПа)

Max t (°С)

Длина перфорационного канала, мм

Диаметр перфорационного канала, мм

Диаметр прибора, мм

Длина прибора, мм

5-20

120

112

2300

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ВЗРЫВНЫЕ ПАКЕРЫ Кумулятивные труборезы используются для кольцевой резки насосно-компрессорной трубы, обсадной колонны и бурильной трубы в газовых и нефтяных скважинах. Типовые условия применения метода Применяется в скважинах, заполненных жидкостью (вода, промывающий раствор, нефть) при гидростатическом давлении до 60МПа и температуре до 120°С.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Разобщение пластов в разведочных скважинах при необходимости испытания верхних горизонтов

•

Изоляция объекта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах при переходе к вышележащим объектам

•

Создание искусственного забоя в скважине

•

Отсечение интервала перфорации при исследовании технического состояния колонны

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЗРЫВНОЙ ПАКЕР •

Взрывные пакеры целесообразно применять с одновременной заливкой цемента желонкой

•

Пакерующая часть корпуса необратимо деформируется под давлением пороховых газов до прочного сцепления с внутренними стенками обсадной колонны, создавая надежное разобщение

•

При необходимости может быть ликвидирован разбуриванием

•

Установка на ГК, ЖК и НКТ

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЗРЫВ-ПАКЕРА Параметры Наружный диаметр, мм

ВПШ 82

102

110

118

135

138

146*

162*

182*

203*

102

110

118

135

138

146

162

182

203

105

109

117

125

144

146

154

170

195

220

Внутренний диаметр обсадной колонны, мм минимальный

104

109

118

124

133

152

155

164

180

205

228

Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа

максимальный

150

Максимально допустимая температура, Сº

150

Максимальная разность гидростатического давления в частях скважины, разделенных пакером, МПа

Длина, мм

375

415

405

465

530

515

580

595

630

Масса, кг

9,6

8,6

9,8

10,5

16,5

22,5

23,7

26,5

50,3

Основными целями установки цементных мостов являются: получение устойчивого водогазонефте-непроницаемого стакана цементного камня определенной прочности для перехода на вышележащий горизонт, забуривание нового ствола, укрепление неустойчивой и кавернозной части ствола скважины, опробование горизонта с помощью испытателя пластов, капитального ремонта и консервации или ликвидации скважины. Целесообразно устанавливать ЦЖ после установки взрыв-пакера. Тип цементной желонки – ЦСК-01М.

209

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ) заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. Типовые условия применения метода Применение ТГХВ в скважинах с высоким пластовым давлением в насыщенных коллекторах.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Газогидродинамическое, тепловое и химическое воздействие на ПЗС в процессе эксплуатации скважины

•

Образование новых трещин в ПЗС

•

Под воздействием высокой температуры расплавляются АСПО, образовавшиеся в ПЗС во время эксплуатации скважины

•

Улучшение физико-химических свойств нефти в желаемом направлении

•

Химическое воздействие на коллектор (СКО)

Параметры Наружный диаметр, мм

ПГРИ-100

ПГД-42Т

ГДК-100

АДС-6

98,5

36; 54; 67; 87

100-110

Максимально допустимая температура, Сº

Максимально допустимое давление, МПа

100

150

100

Вес одного заряда, кг

1,2

0,9; 3; 5

9-11

920

500

950

Максимальное количество зарядов в сборке, шт

18; 16; 14

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны

118

130

Длина одного заряда, мм

Схема импульсного воздействия на прискважинную зону коллектора

210

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ТОРПЕДИРОВАНИЕ Торпеды предназначены для обрыва насосно-компрессорных, обсадных и бурильных труб при ликвидации аварий в скважинах, а также при выполнении некоторых специальных работ (вскрытие обсадной колонны, локальное увеличение диаметра скважины и др.). Торпеды спускаются в скважину на геофизическом кабеле. Типовые условия применения метода Торпеды применяют в обсаженных и необсаженных скважинах, заполненных водой, нефтью или другой промывочной жидкостью при внешнем гидростатическом давлении и температуре.

ШНУРОВЫЕ ТОРПЕДЫ (ТДШ) ДШУ-33М (детонирующий шнур усиленный модернизированный) – предназначен для встряхивания при ликвидации прихватов.

ШАШЕЧНЫЕ ТОРПЕДЫ Параметры

ЗТШТ-20

ЗТШТ-35

ЗТШТ-43

ЗТШТ-50

ЗТШТ-65

ЗТШТ-84

28 20 0,255 1780 3,123 50 150

42 35 1,08 1870 12,89 50 150

50 43 1,62 1870 13,826 50 150

57 50 2,2 1703 16,461 50 150

72 65 2,65 1502 18,124 50 150

90 84 4,91 2030 22,91 50 150

48 60 -

60 89 114

73 102 114

89 114 140

102 127 140

114 140 140

Наружный диаметр, мм Диаметр заряда, мм Масса заряда, кг Длина торпеды, мм без груза Масса торпеды, кг без груза Максимально допустимое давление, МПа Максимально допустимая температура, Сº Наружный диаметр перерезаемой трубы, мм насосно-компрессорной бурильной обсадной

ФУГАСНЫЕ ТОРПЕДЫ Фугасные торпеды используют для ликвидации прихвата труб в скважинах. Типовые условия применения метода Применяются в скважинах, заполненных жидкостью (вода, промывающий раствор, нефть) при гидростатическом давлении до 60МПа и температуре до 120°С.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Ликвидация прихвата труб в скважинах методом встряхивания и отвинчивания;

•

Очистка фильтров в эксплуатационных нефтяных, газовых, водозаборных и дренажных скважинах;

•

Удаление остатков цемента со стенок обсадных труб.

ФУГАСНЫЕ ТОРПЕДЫ •

Используют для ликвидации прихвата труб в скважинах методом встряхивания и отвинчивания, для очистки фильтров в водозаборных и иных скважинах, для удаления остатков цемента со стенок обсадных труб

•

Величину заряда торпеды определяют по номограммам и согласовывают в плане работ с Заказчиком ПВР. Полученная по номограммам величина заряда гарантирует сохранность труб от повреждения взрывом при встряхивании

211

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ТОРПЕДИРОВАНИЕ КУМУЛЯТИВНЫЕ ТРУБОРЕЗЫ Кумулятивные труборезы используются для кольцевой резки насосно-компрессорной трубы, обсадной колонны и бурильной трубы в газовых и нефтяных скважинах. Типовые условия применения метода Применяются для ликвидации прихвата труб в скважинах.

ДОСТОИНСТВА •

Предназначены для перерезания прихваченных насосно-компрессорных, обсадных, а также бурильных труб с высаженными наружу концами

•

Обладают направленным действием взрыва

•

Фугасное воздействие значительно меньше, чем у торпед типа ТШТ, что делает возможным их использование в обсаженных скважинах

Для торпедирования насосно-компрессорных труб применяют торпеды типа ЗТШ. Для торпедирования обсадных и бурильных труб используют торпеды типа ТРК или ТФ.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КУМУЛЯТИВНЫХ ТРУБОРЕЗОВ И ФУГАСНЫХ ТОРПЕД Параметры Наружный диаметр, мм Диаметр заряда, мм Масса заряда, кг Длина торпеды, мм без груза Масса торпеды, кг без груза Максимально допустимое давление, МПа Максимально допустимая температура, Сº Наружный диаметр перерезаемой трубы, мм насосно-компрессорной бурильной обсадной

ТРК 45

110

118

135

44 38 0,012 285 2,39 50 150

55,5 47 0,023 292 4,05 50 150

68 58 0,039 309 5,0 50 150

85 75 0,08 300 4,9 50 150

90 0,08 300 5,0 50 150

110 90 0,152 310 6,9 50 150

118 90 0,152 310 7,3 50 150

135 115 0,250 313 9,3 50 150

60 -

73 -

89 -

114 -

140 140

146

168

Параметры

ТКЛ-С36

ТФ-С 35

ТК-С 70

108

115

Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа

50*

Максимально допустимая температура применения, при выдержке в течение 2 ч, °С

150

Наружный диаметр, мм, не более

108

115

Длина сборки, мм, не более

1142

Масса сборки, кг , не более

8,8

1900 1810 1850 1650 1700 1142 1142 1142 1258 1258 12

15,2

Масса ВВ, г, не более

200

860

1700 2350 2800 5100

насосно-компрессорной

102

114

127

140

обсадной

102

114

161

17,9

8,8

10,2

12,2

16,9

17,2

126

140

146

Минимальный наружный диаметр трубы, мм

212

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ГИС ПОСЛЕ ПЕРФОРАЦИИ Геофизическое сопровождение вскрытия пластов перфорацией необходимо для решения задач: •

Контроля за спуском в скважину перфоратора на кабеле

•

Привязки интервалов перфорации к геологическому разрезу

•

Контроля за фактом и полнотой срабатывания перфоратора

•

Определения фактического положения интервала перфорации (кроме спуска перфоратора на НКТ)

•

Оценки качества прострелочных работ Типовые условия применения метода Обсаженные скважины и НКТ, заполненные раствором любой минерализации.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Ликвидация прихвата труб в скважинах методом встряхивания и отвинчивания

•

Очистка фильтров в эксплуатационных нефтяных, газовых, водозаборных и дренажных скважинах

•

Удаление остатков цемента со стенок обсадных труб

ПРИБОРЫ СОВА-2 И СОВА-3

ПРИБОРЫ ПРИЦЕЛ И ТИТАН

•

Одновременная регистрация: гамма-каротажа, локации муфт, давления, температуры;

•

Регистрация: гамма-каротажа, локации муфт, давления, температуры

•

Диапазон измерения: температуры: 0 – 120ºС давления: 0 – 60МПа гамма-излучения: 1 – 50мкР/ч

•

Диапазон измерения: температуры………………..0 – 120ºС давления…………………...0 – 60МПа гамма-излучения………..1 – 50мкР/ч

Привязка по глубине интервала перфорации аппаратурой СОВА-2 и СОВА-3 обеспечивается с помощью методов локации муфт и гамма-каротажа. Фактическое положение интервала перфорации определяется локацией муфт, данными термометрии и барометрии, зарегистрированными до и после перфорации. Привязка по глубине интервала перфорации и определение фактического положения интервала перфорации аппаратурой ПРИЦЕЛ и ТИТАН обеспечивается с помощью методов локации муфт и гамма-каротажа в процессе перфорации. Длина (м)

Диаметр (мм)

Max t (°С)

Max p (МПа)

Скорость каротажа (м/ч)

Масса (кг)

Сова-2

1,56

125

600

Сова-3

1,6

125

600

ПРИЦЕЛ

1,6

120

100

600

менее 50

Прибор

213

Прострелочно-взрывные (перфорационные) работы

ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ (ПЕРФОРАЦИОННЫЕ) РАБОТЫ

214

КАРОТАЖ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

MWD ( MEASUREMENT WHILE DRILLING) LWD (LOGGING WHILE DRILLING)

216 217

СПЕЦИАЛИСТЫ Натальчишин Анатолий Владимирович Директор ООО «Азимут ИТС» +7 (904) 47 73 198 +7 (34667) 4 41 24 e-mail: an@azimuth-its.ru По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Кузьмин Станислав Олегович Зам. директора ООО «Азимут ИТС» +7 (950) 51 34 156 +7 (34667) 4 43 49 e-mail: kuzmin@azimuth-its.ru По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Каротаж в процессе бурения

В настоящее время различают два основных вида каротажа в процессе бурения MWD (Measurement While Drilling) и LWD (Logging While Drilling). MWD системы применяются для измерения инклинометрических и технологических параметров в процессе бурения и оперативного получения информации по гидроканалу с целью корректировки траектории ствола скважины. LWD системы, кроме измерения инклинометрических и технологических параметров, дополнены аппаратурой для измерения свойств разбуриваемых пород. Информация о траектории ствола и свойствах разбуриваемых горных пород, получаемая в режиме реального времени, позволяет более точно направлять ствол скважины относительно интересующих коллекторов и зон различной насыщенности.

MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) MWD системы служат для обеспечения проводки скважины по проектной траектории, осуществляя контроль искривления и оперативное управление бурением. ПРИМЕНЕНИЕ •

Бурение горизонтальных скважин

•

Бурение в обход осложненных зон

•

Бурение боковых стволов

•

Глушение открытых фонтанов

•

Бурение скважин с высокой точностью попадания в локализованные участки залежи

•

Вскрытие крутопадающих пластов

ДОСТОИНСТВА •

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

Оперативная корректировка траектории ствола скважины в процессе бурения

•

Высокая точность проводки траектории скважины

•

Оперативная оценка литологии горных пород, вскрытых стволом скважины на основании естественного гамма-фона

•

Оперативный технологический контроль за режимом бурения

•

Гидравлический канал передачи данных

•

Телесистема Geolink с возможностью регистрации зенитного угла, положения отклонителя относительно вертикальной плоскости скважины, температуры в скважине, силы гравитационного поля, силы магнитного поля и угла простирания магнитного поля

•

Гамма-канал Geolink с возможностью регистрации естественной радиоактивности горных пород

MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) Прибор Geolink инклинометр

Прибор Geolink Канал ГК

216

Диапазон измерения зенитного угла, град

Диапазон измерения азимута, град

Диапазон измерения положения передней поверхности прибора, град

Максимальная температура, °С

Точность по углу, град

Точность по азимуту

0-180

0-360

150

±0,05

Точность измерения, %

Вертикальное разрешение, см

Время записи в память, час

Максимальная температура, °С

±1,5

250

150

Каротаж в процессе бурения

LWD (LOGGING WHILE DRILLING) LWD системы служат для обеспечения проводки скважины по проектной траектории, осуществляя контроль искривления, литологии, насыщения и оперативного управления бурением. ПРИМЕНЕНИЕ •

Бурение горизонтальных скважин

•

Глушение открытых фонтанов

•

Бурение боковых стволов

•

Бурение скважин с высокой точностью попадания в локализованные участки залежи

Бурение скважин в нефтеносные пласты с подошвенной водой и пласты с газовой шапкой

•

Вскрытие крутопадающих пластов

•

Бурение в обход осложненных зон

ДОСТОИНСТВА •

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

Оперативное определение характера насыщения вскрываемых пластов

•

Определение характеристик пористости вскрываемых коллекторов

•

Оперативная корректировка траектории ствола скважины в процессе бурения

•

Высокая точность проводки траектории скважины

•

Оперативная оценка литологии горных пород, вскрытых стволом скважины, на основании естественного гамма-фона

•

Оперативный технологический контроль за режимом бурения

•

Гидравлический канал передачи данных

•

Гамма-канал Geolink с возможностью регистрации естественной радиоактивности горных пород

•

Модуль CPR (TRIM) для измерения удельного электрического сопротивления горных пород

•

Модуль определения нейтронной пористости горных пород

ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Прибор Geolink CPR

Прибор ННК

Точность измерения, %

Вертикальное разрешение, см

Время записи в память, час

Максимальная температура, °С

±2-5

250

150

Точность измерения, %

Источник нейтронов

Время записи в память, час

Максимальная температура, °С

±[4,2+2,3х (40/Кп-1)]

Pu+Be с выходом 1*107 н/с

250

150

217

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Геологические исследования Технологические исследования Контроль цементирования Лаборатория ГТИ

220 222 224 225

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Кузнецов Сергей Валерьевич Начальник ЭГТИ

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (950) 51 33 850 +7 (34667) 4 47 70

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org По вопросам оказания услуг

e-mail: kuznecov_sv@kngf.org По вопросам оказания услуг

e-mail: mpinchuk@kngf.org По вопросам оказания услуг

Геолого-технологические исследования

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Типовые условия применения метода Служба геолого-геохимических исследований (ГГХИ) и газового каротажа (ГК) осуществляет сопровождение процесса бурения скважин на нефтяных и газовых месторождениях.

В основе службы ГГХИ и ГК – станция геолого-технологических исследований «Геотест-5». Высокоточное газоаналитическое оборудование, функционально-оснащенная геологическая кабина и адаптированное к выполняемым задачам программное обеспечение позволяют эффективно осуществлять: •

Отбор образцов шлама по всему разрезу

•

Фракционный анализ шлама

•

Определение карбонатности и плотности пород

•

Люминесцентный анализ шлама и бурового раствора

•

Непрерывное извлечение газов из потока промывочной жидкости на выходе из скважины

•

Определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора

•

Непрерывное измерение содержания предельных углеводородов в газовых смесях, извлеченных из промывочной жидкости

•

Периодическую термовакуумную дегазацию (ТВД) проб раствора, образцов шлама и керна ЗАДАЧИ •

Оптимизация получения геолого-геофизической информации - выбор и корректировка интервалов отбора керна и шлама

•

Выявление реперных горизонтов

•

Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза, выделение перспективных на нефть и газ объектов

•

Определение характера насыщения пластов

•

Оценка фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов

•

Выявление газо-, нефте-, водяных контактов

•

Контроль процесса испытания и определение гидродинамических и технологических характеристик пластов

Высокая квалификация специалистов позволяет нам успешно работать на различных геологических разрезах со всеми типами коллекторов и применяемых буровых растворов. Получаемая геологическая информация обрабатывается и интерпретируется непосредственно в процессе проведения работ, что дает возможность геологическому отделу заказчика ускорить принятие решений для повышения эффективности процесса бурения.

220

Геолого-технологические исследования

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОАНАЛИТИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И КОМПЛЕКТНОСТЬ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ КАБИНЫ

•

Поплавковый дегазатор и дегазатор принудительного типа

•

Газо-воздушная линия

•

Система подготовки газов

•

Суммарный газоанализатор непрерывного действия

•

Хроматограф «Рубин» (газоанализатор циклического действия - прибор, анализирующий состав газа, высвобожденный в буровой раствор из породы. Используется для комплексных исследований. Цикл анализа позволяет измерять пробы газа каждые 120 секунд)

ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ •

Люминоскоп «Филин»

•

Аппаратура для определения плотности

•

Прибор для определения карбонатности – КМ-1А

•

Набор фракционных сит

•

Термо-вакуумный дегазатор

•

Сушильный шкаф

•

Бинокулярный микроскоп

•

Набор лабораторной посуды и хим. реагентов

ДОСТОИНСТВА ОАО «КНГФ» •

Наличие геолого-геохимической лаборатории ГТИ, осуществляющей дополнительный входящий контроль, обработку образцов шлама, пакетирование и оформление сопровождающих документов для сдачи в региональное кернохранилище по заявке Заказчика. Лаборатория ГТИ является структурным подразделением экспедиции ГТИ

•

Наличие собственного метрологического участка

•

Наличие ремонтного участка

•

Наличие сертифицированной газовой смеси для калибровки газоаналитической аппарутуры

221

Геолого-технологические исследования

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Типовые условия применения метода Служба технологических исследований осуществляет сопровождение процесса строительства скважин на нефтяных и газовых месторождениях.

В основе службы ТИ – станция геолого-технологических исследований «Геотест-5», оснащенная системой контроля процесса бурения «Леуза». Это многофункциональный, модульный комплекс, который является информационным центром во время строительства скважины. Необратимость и сложность процессов строительства скважин переводит собранную службой ТИ информацию в разряд уникальной, первостепенной в условиях, требующих оперативного принятия решений. Включая наблюдение за буровыми параметрами, сбор и фиксацию первичных данных, позволяет ведущим службам заказчика получать полную картину проведенных в ходе строительства скважины работ, что называется, из первых рук. Служба ТИ, также, служит важным инструментом, обеспечивающим безопасность работ при проводке скважины. ЗАДАЧИ •

Контроль фактических технологических параметров бурения. Проверка соответствия параметров геолого– технологическим нарядам (заданиям)

•

Выбор и поддержание рационального режима бурения

•

Оптимизация спуско-подъемных операций

•

Контроль спуска обсадных колонн

•

Контроль гидравлической системы буровой установки при бурении

•

Обнаружение газо-, водо-, нефтепроявлений и поглощений в процессе бурения

•

Предупреждение аварийных ситуаций в реальном режиме времени

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ •

Базовое ПО сбора, хранения, первичной обработки и документирования технологической информации

•

ПО системы обработки данных ТИ

•

ПО просмотра данных на удаленном компьютере

•

ПО передачи информации с буровой, в том числе спутниковая передача данных

Персонал и рабочие места станций ТИ подготовлены так, чтобы первичная обработка и предварительная интерпретация по результатам исследований производилась непосредственно на скважине, во время проведения любого этапа работ.

ДОСТОИНСТВА ОАО «КНГФ»

222

•

Постоянное обновление и модернизация оборудования

•

Двойной комплект оборудования в каждой станции ГТИ

•

Наличие собственного метрологического участка

•

Метрологическое освидетельствование основных датчиков каждые 3 месяца

Наличие собственного автопарка для решения задач экспедиции ГТИ

•

Высокая квалификация кадров

•

Наличие ремонтного участка

•

Оперативный контроль работы полевых партий на всех этапах строительства скважин

Геолого-технологические исследования

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ •

Датчик положения талевого блока (глубиномер)

•

Датчик веса на крюке

•

Датчик плотности и температуры БР на входе в скважину

•

Датчик давления бурового раствора в нагнетательной линии

•

Датчик момента на роторе

•

Датчик ходов насоса

•

Удельное сопротивление на входе/выходе

•

Датчик расхода бурового раствора на входе «Артвик»

Система сбора технологической информации (рабочее место, оборудованное системными блоками в стандартном исполнении)

• •

Индикатор расхода БР на выходе

•

Табло бурильщика

Датчик уровня бурового раствора

•

Переговорное устройство

•

Датчик оборотов ротора

•

Датчик плотности на выходе

•

Датчик температуры бурового раствора на выходе

223

Геолого-технологические исследования

КОНТРОЛЬ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ Типовые условия применения метода Станция контроля цементирования осуществляет сопровождение процесса крепления скважин на нефтяных и газовых месторождениях.

Основным назначением цементирования обсадных колонн является разобщение всех пластов-коллекторов, вскрытых скважиной. Контроль за качеством цементирования - одна из важных задач процесса строительства скважины – основа дальнейшей их длительной, безаварийной и эффективной эксплуатации. Станция контроля цементирования осуществляет сбор и фиксацию информации о процессе цементирования на всех этапах проведения работ – от подготовки ствола скважины путем прокачки буферной жидкости до закачки в заданные интервалы специального тампонажного раствора и получения давления «СТОП». ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ •

Непрерывное измерение и автоматизированный сбор информации с датчиков контроля

•

Регистрация и отображение параметров цементирования на компьютере

•

Накопление первичной информации в базе данных реального времени

•

Полное документирование процесса цементирования в масштабе времени (отчет, баланс времени и др.)

•

Передача данных с буровой в офис

Регистрация и документирование процесса производства работ в режиме реального времени предоставляет возможность технологическим службам заказчика в дальнейшем выполнить полный анализ и оценку качества работы бригады. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Станция контроля цементирования укомплектована технологическими датчиками согласно требуемым регистрируемым параметрам, таким как:

224

•

Удельный вес закачиваемых растворов на входе

•

Температура растворов

•

Давление в нагнетательной линии

•

Расход на входе

•

Объёмы затворяемых жидкостей (расчётный параметр)

Геолого-технологические исследования

ЛАБОРАТОРИЯ ГТИ ЗАДАЧИ •

Анализ пластового газа

•

Осуществляет дополнительный входящий контроль и обработку каменного материала (шлам и керн)

•

Производит обучение и аттестацию сотрудников по части геологии и технологии

Лаборатория ГТИ аккредитована в РСК (Российская система калибровки) и имеет всю необходимую разрешительную документацию и обученных специалистов. Кроме того, на вооружении лаборатории имеется современный отечественный лабораторный хроматограф ««Кристаллюкс 4000М». Прибор дает возможность качественно улучшить метрологическое обеспечение газового каротажа, а также проведение более углубленного и качественного анализа пластового газа, для нужд заказчика и экспедиции, на уровне специализированных и независимых лабораторий. С подтверждением результатов анализа всей необходимой разрешительной документацией по стандартам ГОСТ/МЭК 17025-2009. Прибор также имеет всю необходимую разрешительную документацию с целью создания собственных ПГС для калибровки полевых хроматографов. Большинство отечественных компаний не обладают такой лабораторией и, соответственно, подобными возможностями.

225

УСЛУГИ ПО ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Определение электрического сопротивления через обсадную колонну Определение остаточной нефтенасыщенности методом СО-каротажа Прибор импульсный многоканальный спектрометрический ПИМС-76

228 230 231

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Крючатов Дмитрий Николаевич Зам. ген. директора по геологии

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

+7 (904) 47 72 169

+7 (904) 47 72 078

+7 (950) 513 38 57

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: gisgeo@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

По вопросам оказания услуг

Услуги по оценке остаточной нефтегазонасыщенности

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ Метод применяется для определения удельного электрического сопротивления горных пород за стенкой металлической обсадной колонны. Зонд каротажа сопротивлений в обсаженной скважине измеряет разности напряжения, возникающие при протекании приложенного тока по породам вокруг скважины. На обсадную стальную колонну, играющую роль гигантского электрода, через токовые электроды зонда подается ток питания, обратный токовый электрод располагается на поверхности (обычно используется устье колонны соседней скважины). Измерения проводятся поточечно с шагом, определяемым геологическими условиями. При спуске прибора и переходе с точки на точку рычаги с электродами находятся в закрытом состоянии. Открытие, закрытие и прижим электродов в стенку колонны обеспечиваются механизмом с электродвигателем. Глубинность исследований 1-10м. Прибор работает совместно с каротажной станцией «Тверца» и с 4-х или 7-жильным бронированным геофизическим кабелем. Типовые условия применения метода •

•

Каротаж проводится в поточечном режиме измерения

ПРЕИМУЩЕСТВА

228

•

Большой радиус исследований (1-10м) минимизирует влияние ближней зоны

•

Полученные данные легки для понимания и интерпретации

•

Безальтернативное определение текущего насыщения в низкопористых коллекторах

•

Естественный временной замер (сравниваются сопоставимые величины)

•

Показания не зависят от свойств жидкости в стволе скважины

•

Качество цементирования слабо влияет на измеряемый параметр

•

Точные замеры УЭС в обсаженном стволе, хорошая сходимость результатов в различных скважинных условиях

Услуги по оценке остаточной нефтегазонасыщенности

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ •

Определение текущего насыщения пластов с более высокой точностью по сравнению с ядернофизическими методами

•

Определение текущего насыщения в низкопористых коллекторах

•

Определение невыработанных запасов в интервалах перфорации

CHFR - аналог аппаратуры компании Schlumberger

89 5200 75 5/3 2-4 от -10 до 120 100 от 0 до 150 20 2500 1000 5 8 2-10

229

Услуги по оценке остаточной нефтегазонасыщенности

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ МЕТОДОМ СО-КАРОТАЖА Импульсный спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (ИНГКС) основан на регистрации гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) и радиационного захвата (ГИРЗ) нейтронов, генерируемых высокочастотным излучателем быстрых нейтронов. В модификации углероднокислородного каротажа используемый генератор излучает импульсы нейтронов 14МэВ с некоторой фиксированной частотой (~10кГц). Анализ спектров ГИНР и ГИРЗ, в силу индивидуальных их особенностей для элементов, составляющих породу, позволяет определять массовые содержания углерода, кислорода, кальция, кремния и ряда других элементов в породе, обеспечивая тем самым решение задач оценки пористости, литологического состава, нефтенасыщенности.

Типовые условия применения метода В обсаженных скважинах для исследования неперфорированных интервалов, при любом типе промывочной жидкости.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценка текущей и остаточной нефтенасыщенности

•

Литологическое расчленение разреза

•

Определение интервалов обводнения продуктивных коллекторов независимо от минерализации пластовых вод

•

Сопровождение процесса интенсификации нефтеотдачи коллекторов

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Значение Габаритные размеры, мм: диаметр корпуса прибора длина в сборе Детектор сцинтилляционный BGO, мм Интегральная нелинейность энергетической шкалы, %, не более Разрешение по линии 137Cs, %, не более Диапазон рабочей температуры, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Частота генерации нейтронов, кГц Ресурс работы излучателя, не менее Ширина окна временного анализатора, мксек Количество каналов в спектре Количество регистрируемых спектров «Мертвое время» спектрометрического тракта, не более, мксек Скорость приема-передачи данных по геофизическому кабелю Питание скважинного прибора: блока электроники блока генератора нейтронов

90 3600 56*130 3 12 от -10 до 120 100 10 200 часов 2÷6 256 23 1,5 20кБод ~220В +180÷230В

Интерпретационными параметрами служат макросечение захвата тепловых нейтронов и коэффициент водонасыщенной пористости, а также отношения счёта С/О и Са/Si в окнах, характеризующих элементы, определяющие, прежде всего, литологическую принадлежность и насыщенность пород. Модуль С/О-каротажа комплексируют с модулями СГК (или ГК) и локатора муфт.

230

Услуги по оценке остаточной нефтегазонасыщенности

ПРИБОР ИМПУЛЬСНЫЙ МНОГОКАНАЛЬНЫЙ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКИЙ ПИМС-76 Предназначен для определения вещественного состава пород, массового содержания элементов, в первую очередь углерода и кислорода, путём регистрации спектров гамма-излучения неупругого рассеяния и радиационного захвата нейтронов, индуцированных импульсным нейтронным генератором. Типовые условия применения метода Применяется в скважинах с открытым и обсаженным стволом, при любом типе промывочной жидкости.

ПРИМЕНЕНИЕ •

Оценка коэффициентов текущей нефтенасыщенности (С/О каротаж)

•

Определение интервалов обводнения

•

Литологическое расчленение разреза

Зонд оснащен камерой для размещения импульсного источника (генератором) нейтронов и сцинтилляционным детектором гамма-излучения.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ Объёмное содержание углеводородов. Диапазон 2÷40% Стабильность энергетической шкалы по линиям водорода (2.230МэВ) и железа (7.650МэВ), не хуже Интегральная нелинейность энергетической шкалы в интервале [1000, 8000] кэВ, не более Вертикальное разрешение Радиус зоны исследования (в нефтяных и газовых скважинах)

±2% 30кэВ 3% 50см 20÷50*см

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ Общая длина прибора, мм Диаметр прибора, мм Общая масса прибора, кг Максимальная температура окружающей среды, °С Максимальное гидростатическое давление, МПа Детектор сцинтилляционный BGO, мм Частота генерации нейтронов, кГц Скважность нейтронного импульса Ресурс работы излучателя, при выходе нейтронов 108н/сек, часов Количество энергетических каналов Количество энергетических спектров в кванте глубины Количество каналов временного анализатора Комбинируемость Положение в скважине

4140 76 75 120 100 41×130 0.5÷10 5 250 512 12 100 концевой свободное

не более не более не более

не менее не менее не менее

231

УСЛУГИ ПО ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙ

Программно-управляемые подъемники с гидравлическим приводом Контроль веса при ГИС Программно-методический комплекс по расчету прогноза вероятности аварий Аварийный инструмент

235 236 237 238

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

СПЕЦИАЛИСТЫ

234

Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

+7 (904) 47 72 169

+7 (950) 513 38 57

+7 (904) 47 70 630

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: mpinchuk@kngf.org

e-mail: rybin@kngf.org

По вопросам оказания услуг

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

Тимербаев Эрнест Гадильевич Начальник ЯПГЭ

Борискин Виктор Алексеевич Начальник КИП-1

+7 (904) 47 70 620

+7 (902) 82 86 453

Павенко Василий Игоревич Ведущий геофизик по аварийным работам

e-mail: TimerbaevEG@kngf.org

e-mail: Boriskin_VA@kngf.org

По вопросам проведения работ в ЯНАО и техническим характеристикам

По вопросам интерпретации

+7 (950) 51 34 358 e-mail: pavenko_vi@kngf.org По вопросам проведения аварийных работ и техническим характеристикам

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМЫЕ ПОДЪЕМНИКИ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ GEOSYS GMBR

ПКС-5ГСВ

•

Гидравлический привод

•

Гидравлический привод

•

Смонтирован на базе шасси КамАЗ

•

Гидравлическая система подъемника изготовлена в Германии фирмой GeoSys GmBr

•

Лебедка с электронным управлением

•

Возможно проведение работ на геофизическом кабеле с лебедкой увеличенного диаметра на глубине свыше 4000м

Выпуск кабеля может производиться как в стандартном режиме, так и с использованием телескопической мачты, что позволяет проводить все виды геофизических исследований и отбор жидкости свабированием в отсутствие специализированных буровых установок и подъемников типа А-50 бригад освоения, ПРС, КРС

•

Измеряемые параметры - натяжение геофизического кабеля, скорость, глубина, магнитная метка

В рабочем положении мачта обеспечивет подъем верхней точки на 14.3м

•

При превышении установленных пороговых значений, натяжения лебедка останавливается автоматически, что позволяет предотвращать аварийные ситуации

Обеспечивает проведение ГИС и отбор жидкости свабированием через лубрикатор в скважинах с высоким устьевым давлением

•

Смонтирован на базе шасси КамАЗ

Оснащен автономной дизельной электростанцией

•

Гидравлическая система и навесное оборудование подъемника изготовлены канадским предприятием Dyna Winch Industries Ltd

•

Лебедка с электронным управлением

•

Измеряются натяжение геофизического кабеля, скорость, глубина, параметры гидросистемы гидромеханического привода

•

Оснащен автономной дизельной электростанцией

•

235

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

КОНТРОЛЬ ВЕСА ПРИ ГИС Датчик осевой нагрузки на кабельном наконечнике: ТМ – технологический модуль. Предназначен для измерения технологических параметров при проведении ГИС.

ПРИБОР ТМ-76Т •

Натяжения геофизического кабеля в области кабельной головки

•

Напряжения питания на кабельной головке

•

Температуры промывочной жидкости

ПРИБОР ТМ-76-Т-76-120/80 •

Напряжения питания на кабельной головке

•

Натяжения геофизического кабеля в области кабельной головки

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Длина, м Диаметр, мм Масса, кг Максимальная рабочая температура, °С Максимальное рабочее давление, МПа Максимальная скорость записи, м/ч в интервале М 1:200 (детальных исследований) Диаметр исследуемых скважин, мм Положение в скважине Комбинируемость

ТМ-76Т

ТМ-76-Т-76-120/80

1,4 76 41 185 155 2000

1,9 76 45 120 80 2000

от 110 до 350 свободное транзитный

Датчик веса кабеля на поверхности: Система предназначена для контроля натяжения геофизического кабеля косвенным методом, путем измерения момента сил, прикладываемых к подающей лебедке, при производстве ГИС. Полностью располагается на геофизическом подъемнике. Принцип работы системы основан на определении разности сил, действующих на противоположные пары датчиков. Возникновение разности действующих сил обусловлено наличием опрокидывающего момента лебедки при натяжении геофизического кабеля.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДНК-3 Измеряемые усилия на геофизическом кабеле, кг, не более Цена младшего разряда цифрового индикатора, кг Чувствительность системы измерения, кг Порог чувствительности системы измерения, кг, не более Время непрерывной работы, час, не менее Питание от бортовой сети подъемника, В Потребляемая мощность от сети, Вт, не более

236

8000 1 10 50 24 от 11 до 30 В 2

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

ПРОГРАММНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО РАСЧЕТУ ПРОГНОЗА ВЕРОЯТНОСТИ АВАРИЙ Моделирование напряженности основано на анализе действия сил на кабеле и связке при движении в скважине на подъеме и спуске, а также на сегментировании кабеля на отрезки вдоль ствола скважины с использованием данных инклинометрии скважины. Используются датчик веса кабеля на поверхности и датчик осевой нагрузки на кабельном наконечнике. ПРИМЕНЕНИЕ •

Программное управление гидравлической лебедкой позволяет обезопасить от возникновения аварий при проведении работ

•

Двойной контроль веса (на поверхности и в скважине) позволяет определить тип прихвата в случае возникновения аварийных ситуаций

•

Полный комплект аварийного оборудования позволяет оперативно и надежно ликвидировать аварийную ситуацию

Программное управление лебедкой позволяет свести к минимуму риск возникновения аварий при проведении работ. Двойной контроль веса (на поверхности и в скважине) позволяет определить тип прихвата в случае возникновения аварийных ситуаций. Наличие модели натяжения позволяет прогнозировать возможные риски при каротаже и выбирать правильную тактику проведения работ.

237

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

АВАРИЙНЫЙ ИНСТРУМЕНТ АВАРИЙНЫЙ ИНСТРУМЕНТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН РАЗРЕЗНОЙ ПЕРЕВОДНИК

Переводник, имеющий прорезь для прохода геофизического кабеля в затруб.

Метод ликвидации прихвата кабеля или прибора с применением разрезного бурильного переводника применяется тогда, когда проведение ГИС проходит через бурильные трубы с воронкой.

БАЙОНЕТНОЕ СОЕДИНЕНИЕ

Сцепное устройство, предназначенное для соединения обрубленного геофизического кабеля.

Этот метод применяется, когда прибор спущен в открытый ствол без бурильных труб или расстояние от прибора до воронки больше длины спущенного кондуктора. Кабель с прибором извлекают с помощью спуска бурильной колонны с пропуском кабеля внутри неё. Причём если проходное отверстие бурильной колонны допускает прохождение внутри неё прибора, то низ колонны оснащают воронкой. Если такой возможности нет, то к бурильной колонне присоединяют ловильный инструмент для захвата прибора (цанговая ловушка).

АВАРИЙНЫЙ БАРАБАН Этот метод ликвидации аварий применяется при прихватах геофизических приборов или ПВА (прострелочно-взрывная аппаратура). Основная цель метода заключается в обрыве кабеля в кабельном наконечнике и извлечение кабеля из скважины.

238

Устройство, предназначенное для создания натяжения кабеля с помощью талевого блока с целью обрыва в заделке наконечника.

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

АВАРИЙНЫЙ ИНСТРУМЕНТ АВАРИЙНАЯ СТОЙКА T-BAR Этот метод ликвидации аварий применяется при прихватах геофизических приборов или ПВА. Основная цель метода заключается в обрыве кабеля в кабельном наконечнике и извлечении кабеля из скважины. Принцип ликвидации аварии аналогичен аварийному барабану.

«ЁРШ»

Устройство, предназначенное для создания натяжения кабеля с помощью талевого блока с целью обрыва в заделке наконечника. Может применяться как жимок.

Предназначен для извлечения оставленного в скважине геофизического кабеля

Этот метод ликвидации аварий применяется при обрывах геофизического кабеля вне заделки кабельного наконечника. Основная цель метода заключается в извлечении оставшегося кабеля из скважины. Габариты «ерша» должны соответствовать диаметру труб или скважины, куда его спускают, а крючки «ерша» должны заклинивать попавший в них кабель, чтобы вытянуть его в линию при необходимости. Если «ерш» спускают в трубы, то над ним необходимо установить фланец или муфту-ограничитель. Зазор между ограничителем и стенкой труб должен быть таким, чтобы кабель не мог оказаться выше ограничителя. Это препятствует погружению «ерша» слишком глубоко в спутанный кабель и образованию над «ершом» сальника из кабеля, который может заклинить ловильную колонну.

КОЛТЮБИНГ Применяется для доставки геофизических приборов на забой скважин с применением гибкой трубы, оборудованной трёхжильным кабелем. С её помощью проводят промыслово-геофизические исследования в горизонтальных скважинах и скважинах с боковым горизонтальным окончанием. Технология доставки позволяет проводить исследования с применением струйного насоса или ЭЦН. 1. Общий вид ТЛШН-54 со спиральным захватом. 2. Общий вид ТЛШН-54 с цанговым захватом.

239

Мероприятия по снижению риска возникновения аварий

АВАРИЙНЫЙ ИНСТРУМЕНТ ЦАНГОВАЯ ЛОВУШКА Этот метод ликвидации аварий применяется при обрывах геофизического кабеля по месту заделки кабельного наконечника. Основная цель метода заключается в извлечении оставшихся геофизических приборов из скважины. Ловильные работы цанговой ловушкой можно проводить на геофизическом кабеле и на трубах. На кабеле проводятся в том случае, если прибор не прихвачен в скважине (произошёл обрыв об устье, воронку и тд). Если прибор в скважине находится в прихваченном состоянии, то цанговую ловушку монтируют на трубы. Принцип действия ловушек аналогичен. Приборные головки цанговых ловушек выполнены под присоединение к кабельным наконечникам НКБ-60 и НКБ-36.

АГС «ГОРИЗОНТАЛЬ» Спуско-подъёмные операции комплексов АГС «Горизонталь» проводятся силами буровой бригады, поэтому необходимо вести постоянный контроль спуско-подъёма и в случае возникновения аварийных ситуаций действовать по следующей схеме. Если приборы остались в скважине, а буровой инструмент полностью извлечён из скважины, то обычно применяют «мятую» трубу. Конструктивно представляет из себя буровую трубу большего диаметра, чем геофизические приборы с загнутыми вовнутрь «лепестками». Предназначена для извлечения приборов из скважины при отсутствии инструмента/кабеля. Методы ликвидации аварий: ЛАТЕРАЛЬ, ЖЁСТКИЙ КАБЕЛЬ, УЛГИС, ПРОВОЛОКА, ПЕРФОРАЦИЯ производятся согласно Методическому руководству по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций.

240

Предназначена для извлечения прибора РК из контейнера автономной системы АГС «Горизонталь»

УСЛУГИ ПО ОЦЕНКЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Метрологический участок Контрольно-поверочные скважины

243 245

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер

Заболотских Алексей Константинович Главный метролог

+7 (904) 47 72 169

+7 (902) 82 87 685

e-mail: pto@kngf.org

e-mail: zabolotskikh_ak@kngf.org

По вопросам оказания услуг

Метрологическое обеспечение

Метрологическое обеспечение производства охватывает весь парк оборудования, используемого в ОАО «КНГФ». В область технической компетентности при проведении калибровочных работ метрологической службы общества входят одиннадцать групп (типов) средств измерений: СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ •

Аппаратура акустического каротажа

•

Скважинные и наземные расходомеры

•

Аппаратура электрического каротажа

•

Термометры

•

Аппаратура электромагнитного каротажа

•

Манометры

•

Аппаратура радиоактивного каротажа

•

Плотномеры жидкости

•

Магнитные и гироскопические инклинометры

•

Оборудование для разметки геофизического кабеля

•

Каверномеры, профилемеры и профилографы

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ УЧАСТОК Для выполнения полного спектра калибровочных работ служба метрологии общества «Когалымнефтегеофизика» обладает обученным и аттестованным в установленном порядке персоналом. Помещение соответствует условиям проведения измерений. Имеется необходимое аттестованное оборудование, метрологические характеристики которого (диапазоны измерений и пределы погрешности) приведены в допустимые области, в соответствии с руководящими документами по качеству калибровочных работ. Калибровка геофизической аппаратуры выполняется с использованием калибровочных установок, образцовых средств измерения, указанных в таблице. Измерения при калибровке проводятся с использованием наземного оборудования, соответствующего по своим характеристикам тому, которое применяется при проведении скважинных и наземных измерений.

243

Метрологическое обеспечение

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ УЧАСТОК

244

Метрологическое обеспечение

КОНТРОЛЬНО-ПОВЕРОЧНЫЕ СКВАЖИНЫ Контрольно-поверочные скважины пробурены на территории производственной базы ОАО «Когалымнефтегеофизика» с целью проведения испытаний геофизической аппаратуры, вышедшей из ремонта и метрологии, а так же с целью определения работоспособности и достоверности определяемых параметров аппаратуры с определенной периодичностью.

245

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛУГИ

Промер и намотка геофизического кабеля Ремонт специализированной техники Ориентирование клиньев Предоставление геофизических подъемников Предоставление насосного агрегата Предоставление услуг лаборатории неразрушающего контроля

249 250 253 254 256 257

Дополнительные услуги

СПЕЦИАЛИСТЫ Байбурин Эдуард Ринатович Главный инженер +7 (904) 47 72 169 e-mail: pto@kngf.org По вопросам оказания услуг

+7 (34667) 4 42 58 e-mail: yanochkin_gv@kngf.org

Осовский Александр Васильевич Начальник ПТО +7 (904) 47 79 973 e-mail: ptokngf@kngf.org

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам обращаться

Пинчук Михаил Михайлович Зам. ген. директора по производству

Рыбин Никита Петрович Главный инженер ПГЭ

Чуриков Алексей Алексеевич Главный механик

+7 (950) 513 38 57

+7 (904) 47 70 630

+7 (904) 48 17 400

e-mail: mpinchuk@kngf.org

e-mail: rybin@kngf.org

e-mail: lexa@kngf.org

По вопросам оказания услуг

По вопросам проведения работ в ХМАО и техническим характеристикам

По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Натальчишин Анатолий Владимирович Директор ООО «Азимут ИТС»

Кузьмин Станислав Олегович Зам. директора ООО «Азимут ИТС»

+7 (904) 47 73 198 +7 (34667) 4 41 24 e-mail: an@azimuth-its.ru По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

248

Яночкин Григорий Викторович Дефектоскопист по ультразвуковому контролю

+7 (950) 51 34 156 +7 (34667) 4 43 49 e-mail: kuzmin@azimuth-its.ru По вопросам проведения работ и техническим характеристикам

Дополнительные услуги

ПРОМЕР И НАМОТКА ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КАБЕЛЯ Для выполнения разметки геофизического кабеля применяются установка разметочная стационарная УРС-1010 с динамометром ДПУ-50-1 У2 и стационарная геофизическая установка промера кабеля СГУПК-10, изготовленная фирмой GeoSys GmBr (Германия). Установки воспроизводят расстояние между магнитными метками на броне кабеля 10000 мм с пределами основной относительной погрешности ± 0.5 %.

249

Дополнительные услуги

РЕМОНТ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЙ ТЕХНИКИ В компании ОАО «Когалымнефтегеофизика» существуют цеха для ремонта специализированной техники. ЦЕХА •

Медницкий

•

Токарный

•

Гидравлический

•

РМЦ (ремонтно-механический цех)

•

Сервисный центр

•

Сварочный пост

МЕДНИЦКИЙ ЦЕХ Производятся паяльные работы по ремонту радиаторов, геофизического оборудования.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ ЦЕХ В данном цеху производятся ТО (Техническое обслуживание) автомобилей.

Стенд для испытания и обкатки гидронасосов

Стенд для испытания и обкатки гидромашин

СЕРВИСНЫЙ ЦЕНТР В данном цеху производятся ТО (Техническое обслуживание) автомобилей.

250

Универсальный шиномонтажный стенд для грузовых автомобилей

Шкаф для зарядки АКБ

Маслораздаточная установка

Стенд для клепки и расклепки накладок

Подкатной домкрат 20т

Дополнительные услуги

РЕМОНТ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЙ ТЕХНИКИ ТОКАРНЫЙ ЦЕХ

РЕМОНТНО-МЕХАНИЧЕСКИЙ ЦЕХ Моторный участок, вулканизационный участок, агрегатный участок, аккумуляторный участок.

Моторный участок Капремонт ДВС (двигатель внутреннего сгорания) с последующей обкаткой. Цех по ремонту топливных насосов высокого давления (ТНВД).

251

Дополнительные услуги

РЕМОНТ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННОЙ ТЕХНИКИ Вулканизационный участок

Аккумуляторный участок

Ремонт автокамер, ремонт воздушно-тормозной системы.

Ревизия АКБ, ремонт АКБ.

Агрегатный участок Ремонт автокамер, ремонт воздушно-тормозной системы.

Универсальный шиномонтажный стенд для грузовых автомобилей

СВАРОЧНЫЙ ПОСТ

252

Шкаф для зарядки АКБ

Стенд для клепки и расклепки накладок

Дополнительные услуги

ОРИЕНТИРОВАНИЕ КЛИНЬЕВ Зарезка боковых стволов (ЗБС) - это одна из наиболее эффективных технологий, которая позволяет добиться повышения добычи нефти на старых месторождениях. Подготовка к забуриванию бокового ствола из обсадной колонны выполняется путем вырезки «окна» с клина-отклонителя. Ориентирование клина-отклонителя, в свою очередь, экономически целесообразно, так как дает возможность работать по проектному профилю, не увеличивая длину бокового ствола скважины, вследствие того, что клин-отклонитель сориентирован в нужном проектном направлении. Для ориентирования клина-отклонителя при малых зенитных углах (менее 3 градусов) используется малогабаритный гироскопический инклинометр УГИ-42, при зенитных углах более 3 градусов используется телеметрическая система с кабельным каналом связи.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИБОРА УГИ-42 Значение Диапазоны изменения параметров ориентации, угл. град. по зенитному углу по азимуту по развороту отклонителя Погрешность выработки координат в плане в режиме непрерывной съемки (L - глубина скважины), не более Время начальной автономной выставки , мин, не более Скорость перемещения скважинного прибора при проведении непрерывной съемки, м/сек максимальная рекомендуемая Предельные условия применения (для скважинного прибора) рабочее давление, МПа; температура окружающей среды, °С Потребляемая электрическая мощность от сети 220В/50 Гц, Вт, не более Габаритные размеры, мм, не более скважинный прибор наземный прибор (без ПК) Масса, кг, не более скважинный прибор наземный прибор (без ПК)

0 ... 180 0 ... 360 0 ... 360 0,4% {L} 20 2,0 1,0 5 -10 ...+105 50 Ø 42 ×1690 320 × 280 × 140 11 3

253

Дополнительные услуги

ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОДЪЕМНИКОВ Успешное использование данной техники свидетельствует о безопасной работе на месторождениях Заказчика. Компания предоставляет в аренду технику: GEOSYS GMBR

254

•

Гидравлический привод

•

Лебедка с электронным управлением

•

Смонтирован на базе шасси КамАЗ

•

Гидравлическая система подъемника изготовлена в Германии фирмой GeoSys GmBr

Измеряемые параметры - натяжение геофизического кабеля, скорость, глубина, магнитная метка

•

Возможно проведение работ на геофизическом кабеле с лебедкой увеличенного диаметра на глубину свыше 4000м

При превышении установленных пороговых значений натяжения лебедка останавливается автоматически, что позволяет предотвращать аварийные ситуации

•

Оснащен автономной дизельной электростанцией

Дополнительные услуги

ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОДЪЕМНИКОВ ПКС-5ГСВ •

Гидравлический привод

•

В рабочем положении мачта обеспечивет подъем верхней точки на 14.3м

•

Смонтирован на базе шасси КамАЗ

•

Лебедка с электронным управлением

•

Оснащен автономной дизельной электростанцией

255

Дополнительные услуги

ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ НАСОСНОГО АГРЕГАТА Универсальная насосная установка СИН-31(УН-500x100 (УН-500х70) предназначена для проведения гидравлического разрыва пластов, цементирования, гидропескоструйной перфорации, нагнетания различных жидкостей при работе на нефтяных и газовых скважинах. ПРЕИМУЩЕСТВА •

Установка является единственной, серийно выпускаемой в своем классе

•

Насос оснащается плунжерами трех типов размеров и комплектуется уплотнениями, предназначенными для работы с различными жидкостями

•

Используется гидромеханическая пятиступенчатая коробка передач

•

Управление и контроль состояния основных систем установки, а также регулировка давления и расхода нагнетаемой жидкости осуществляются из кабины водителя

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УСТАНОВКИ СИН-31 НА ШАССИ КАМАЗ-53228 6X6 СИН-31 Гидравлическая мощность, кВт (л. с.) Трехплунжерный насос высокого давления Диаметр плунжеров, мм Давление максимальное, МПа при диаметре плунжера 80 мм 100 мм 125 мм Наибольшая идеальная подача, л/с (м3/ч) при диаметре плунжера и давлении 80 мм; 37 МПа 100 мм; 23 МПа 125 мм; 15 МПа Двигатель привода насоса Диаметр проходного сечения манифольда, мм приемного нагнетательного вспомогательного Мерная емкость объемом, м3 Система обогрева и продувки гидравлической части насоса Электронный регистратор выходных параметров Масса установки, кг Габаритные размеры, мм (длина х ширина х высота) Максимальная скорость, км/ч Максимальная мощность, л. с. (кВт), при 2200 об/мин

256

420(571) СИН-31 80, 100, 125 100 70 45 11,3 (40,7) 17,7(63,7) 27,5 (99) дизель, В2-800ТК-С4 100 50 50 3-5

19600 9200x2500x3710 80 240 (176)

Дополнительные услуги

ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ УСЛУГ ЛАБОРАТОРИИ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ Основная задача Лаборатории неразрушающего контроля — проводить техническую диагностику и техническое освидетельствование различного рода устройств неразрушающими методами контроля с целью продления срока их службы, установления возможности дальнейшей эксплуатации, а также проверки их технического состояния и соответствия Правилам промышленной безопасности. В настоящее время участок ИПТ ПС и ГО располагает необходимым оборудованием и расходными материалами для проведения ультразвуковой и магнитопорошковой дефектоскопии.

Данные услуги подтверждены свидетельствами об аттестации.

257

Дополнительные услуги

ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ УСЛУГ ЛАБОРАТОРИИ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ В настоящее время на участке ИПТ ПС и ГО проведено более 300 проверок, оформлен 261 протокол исследований.

258

БУДЕМ БЛАГОДАРНЫ, ЕСЛИ ВЫ ОСТАВИТЕ МНЕНИЕ ОБ ОПЫТЕ НАШЕЙ СОВМЕСТНОЙ РАБОТЫ

ПРИГЛАШАЕМ ВАС ПОСЕТИТЬ НАШУ КОМПАНИЮ

Адрес: 628486, PФ,Тюменская обл., Ханты-Мансийский автономный округ г. Когалым, ул. Геофизиков, 4 тел. (34667) 4-45-39, факс: (34667) 4-45-48 e-mail: company@kngf.ru