ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Геолого-технологические исследования. Общие требования

Издание официальное

Москва

Стандлртинформ

2016

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Научно-исследовательским и проектным институтом нефти и газа Российской академии естественных наук, некоммерческой организацией «Союз поддержки и развития отечественных сервисных компаний нефтегазового комплекса» и Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром георесурс»

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июля 2016 г. № 849-ст

4    Настоящий стандарт разработан с целью реализации Закона Российской Федерации «О недрах» в части геологического изучения, рационального использования и охраны недр, безопасного ведения работ, связанных с использованием недр

5    ВЗАМЕН ГОСТ Р 53375-2009

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к наслюящему стандарту публикуется в ежегодном (по сослюянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стан-дарты» В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gostг и)

© Стандартинформ. 2016

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Обязательное исследование	Дополнительное исследование
Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора	Оценка плотности и пористости горных пород по шламу
Периодическая термовакуумная дегазация (Т8Д) проб	Определение ароматических углеводородов бензола.
бурового раствора для калибровки дегазатора непре-	толуола, ксилола методом экспресс-хроматографии
рывного действия	по керну, шламу и буровому раствору
Измерение объемного гаэосодержания бурового раствора компрессионным методом	Определение карбонатности горных пород по шламу
Измерение удельного содержания нефти в образцах горных пород инфракрасным спектрометрическим методом
Люминесцентно-битуминологический анализ шлама	—
Измерение технологических параметров
Глубина скважины и механическая скорость проходки	Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе
Вес на крюке	Виброакустичесхие характеристики работы бурового инструмента
Давление бурового раствора на стояке манифольда	—
Давление бурового раствора в затрубном пространстве	—
Число ходов насоса	—
Расход бурового раствора на входе в скважину	—
Расход бурового раствора на выходе из скважины1)	—
Уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях и доливочной емкости	—
Скорость спуска и подъема бурильного инструмента	—
Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины	—
Скорость вращения ротора (при роторном бурении)	—
Крутящий момент на роторе (при роторном бурении)	—
Температура раствора на входе и выходе из скважины	—
’) Допускается использование индикатора потока

7.3 Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин приведен в таблице 3. Таблица 3 — Комплекс ГТИ при бурении эксплуатационных скважин

Обязательное исследование	Дополнительное исследование
Исследование шлама, бурового раствора
Отбор проб шлама через 5-10 м по всему стволу и через 3-5 м при вскрытии продуктивных горизонтов	Отбор образцов шлама из пласта-коллектора через 1-2 м
Измерение суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора	Макро- и микроскопическое описание шлама

ГОСТ P 53375—2016

Обязательное исследование	Дополнительное исследование
Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоэдушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора
Измерение объемного гззосодержания бурового раствора компрессионным методом	Определение вязкости и водоотдачи бурового раствора
Периодическая термовакуумная дегазация (ТВД) проб бурового раствора для калибровки дегазатора непрерывного действия
Люминесцентно-битуминологический анализ шлама при вскрытии продуктивных горизонтов
Измерение технологических параметров
Глубина скважины и механическая скорость проходки	—
Вес на крюке	—
Давление бурового раствора на стояке манифольда	—
Давление бурового раствора в эатрубном пространстве	—
Число ходов насоса	—
Расход бурового раствора на входе в скважину	—
Расход бурового раствора на выходе из скважины1*	—
Уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях и доливочной емкости	—
Скорость спуска и подъема бурильного инструмента	—
Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины	—
Скорость вращения ротора (при роторном бурении)	—
Крутящий момент на роторе (при роторном бурении)	—
Температура раствора на входе и выходе из скважины	—
11 Допускается использование индикатора потока

8 Станция ГТИ

8.1    Общие требования к станции ГТИ

8.1.1    Станция ГТИ представляет собой техническую систему с измерительными функциями (ГОСТ Р 8.674). обеспечивающую непрерывное получение данных об изменении физических параметров анализируемых сред и объектов на всех этапах строительства скважины. Эта система состоит из группы информационных каналов, имеющих нормированные метрологические характеристики.

Нормируемые метрологические характеристики информационных каналов станций ГТИ. их составных частей и методики их определения устанавливают в документах, определяющих требования к конкретным видам каналов, в соответствии с ГОСТ 8.009, ГОСТ Р 8.674 и другими нормативными документами, устанавливающими перечни и способы представления метрологических характеристик ТСУИФ.

Погрешность регистрации технологического параметра для каждого информационного канала складывается из погрешности датчика (первичного преобразователя), погрешности системы сбора

9

данных и погрешности, возникающей при математической обработке в программе сбора данных (дпя косвенных и расчетных параметров).

Датчики и другие компоненты информационного канапа. устанавливаемые во взрывоопасной зоне, должны быть сертифицированы в соответствии с действующими требованиями.

8.1.2    Для выполнения комплекса обязательных исследований станция ГТИ должна иметь в распоряжении:

-    комплект датчиков технологических параметров;

-    систему газового каротажа по буровому раствору;

-    систему геолого-геохимических исследований проб шлама и керна;

-    систему сбора, хранения, отображения, обработки информации и синхронизации измерений (далее — систему сбора информации);

-    систему информационного обмена в процессе строительства скважин;

-    систему энергопитания и жизнеобеспечения станции ГТИ.

Комплекс ГТИ может быть расширен за счет новых технологий, введения специальных систем измерения и интегрирования с другими измерительными системами.

8.1.3    Расширение комплекса ГТИ должно обеспечивать повышение безопасности проведения работ, улучшение качества и снижение стоимости строительства скважин, получение дополнительной информации по исследуемой скважине. При расширении комплекса исследований в состав станции ГТИ включают следующие системы:

-    систему определения физико-химических свойств бурового раствора;

-    систему раннего обнаружения газопроявлений;

-    систему мониторинга технического состояния бурового оборудования;

-    систему виброакустического каротажа¹).

8.1.4    Станция ГТИ должна иметь возможность интеграции со следующими измерительными системами:

-    системой каротажа в процессе бурения с каналом связи;

-    системой каротажа в процессе бурения автономным комплексом;

-    системой каротажа на бурильных трубах автономным комплексом;

-    системой контроля, испытания, опробования и освоения скважины:

-    системой контроля цементирования скважины:

-    системой топографо-геодезического обеспечения.

8.1.5    Система сбора информации станции ГТИ должна обеспечивать возможность приема и регистрации данных от указанных измерительных систем, увязку исходных данных по времени и глубине бурящейся скважины, формирование общей базы данных.

8.2 Информационные каналы технологических параметров

8.2.1 В состав станции ГТИ должны включаться следующие информационные каналы:

-    канал²) положения талевого блока относительно стола ротора;

-    канал веса на крюке;

-    канал давления бурового раствора в нагнетательной линии;

-    канал давления бурового раствора в затрубном пространстве (в обсадной колонне) при закрытом превенторе:

-    канал ходов насоса, который должен обеспечивать определение количества ходов насоса в единицу времени;

-    канал расхода бурового раствора, нагнетаемого в скважину;

-    канал расхода бурового раствора на выходе из скважины;

-    канал уровня бурового раствора в емкостях;

-    канал скорости вращения ротора;

-    канал крутящего момента на роторе;

• канал скорости вращения верхнего привода;

-    канал крутящего момента верхнего привода;

¹¹ Каротаж — геофизические исследования скважин

²¹ Показания этого канала должны позволять рассчитывать положение долота в скважине относительно забоя, глубину скважины, скорость проходки, скорость спускоподьемных операций.

10

ГОСТ P 53375—2016

-    индикатор положения клиньев, который определяет два положения: «закрыты — открыты»;

-    канал плотности бурового раствора на входе в скважину;

-    канал плотности бурового раствора на выходе из скважины:

-    канал температуры бурового раствора на входе в скважину;

*    канал температуры бурового раствора на выходе из скважины;

•    канал удельной электрической проводимости бурового раствора на входе в скважину;

-    канал удельной электрической проводимости бурового раствора на выходе из скважины (время запаздывания допускается не более 5 с);

-    канал, измеряющий объемное содержание свободного газа в буровом растворе, выходящем из скважины (время запаздывания допускается не более 60 с).

8.2.2    При необходимости в систему контроля технологических параметров можно включать другие каналы, информация которых характеризует процесс строительства скважины.

8.2.3    Датчики первичного состояния технологических параметров устанавливают на буровой во взрывоопасной зоне, их следует подключать к системе сбора, установленной на станции, только через искрозащитные барьеры.

8.2 4 Метрологические характеристики датчиков (первичных преобразователей) информационных каналов станции ГТИ приведены в таблице 4 Постоянная времени должна обеспечивать решение задач ГТИ. указанных в разделе 7.

8.2.5 Погрешность определения глубины скважины должна быть не более 1 м на 1000 м протяженности ствола скважины.

Таблица 4 — Метрологические характеристики датчиков (первичных преобразователей) информационных каналов станции ГТИ

Технологические параметры ГТИ (для технологических параметров, измеряемых косвенным путем, приведены возможные варианты датчиков и их характеристики) Диапазон измерений Абсолютная погрешность, не более Относительная погрешность1». %. не более Постоянная времени, с. не более Цена единицы наименьшего разряда^1 1 Положение талевого блока. м3> 0-50 0.01 — — 0.01 датчик оборотов лебедки буровой установки, импульсы, кГц 0-1 — ±0.01 — 1 2 Вес на крюке, г4* - — — — 0,01 датчик натяжения мертвого конца талевого каната. кН 0-500 — ±2.5 1 0.01 3 Давление бурового раствора. МПа 0-25; 0-40; 0-60: 0-100 ±0.5 1 0.1 4 Число ходов насоса в единицу времени. ход/мин 0-200 1 1 — — 1 5 Расход бурового раствора на входе. дм3/с 0-60 _ ±5.00 5.0 0.5 6 Расход бурового раствора на выхо-де5). дм3/с 0-60 — ±5.00 5.0 0.5 7 Уровень бурового раствора, м 0-2.5; 0-6,0 ±0.01 — 5.0 0,01 8 Скорость вращения ротора, об/мин 0-350 ± 1 — — 1 9 Крутящий момент на роторе. кН м6> 0-60 — ±5.00 1 1 датчик натяжения цепи привода ротора. кН. (нагрузка, создаваемая цепью на ролик датчика) 0-100 ±5.00 1 1 датчик тока в цепи питания ротора. А датчик реактивного момента стола 0-500 — ±5.00 1 1 ротора. кН 0-50. 0-100 — ±5.00 1 1

Технологические параметры ГТИ (для технологических параметров, измеряемых косвенным путем, приведены возможные варианты датчиков и их характеристики)	Диапазон измерений	Абсолютная погрешность, не более	Относительная погрешность1', %. не более	Постоянная времени, с. не более	Цена единицы наименьшего разряда-’
10 Плотность бурового раствора на входе и выходе, г/см3	0.8-2.5	±0,01	—	10,0	0,01
11 Температура бурового раствора. •с	0-100	♦ 1	—	5.0	0.1
12 Удельная электрическая проводимость бурового раствора. См/м7)	0-25	—	±5,00	5.0	0,01
13 Объемное газосодержание бурового раствора, % 81	0-20	—	± 5,00	30,0	0.1

8.3 Система газового каротажа по буровому раствору

8.3.1 Система газового каротажа по буровому раствору должна обеспечивать:

-    непрерывную дегазацию части бурового раствора;

-    транспортирование газовоздушной смеси для анализа;

-    непрерывное определение содержания в выделенной газовоздушной шеей суммы углеводородов;

-    непрерывное или циклическое с периодом не более 2 мин покомпонентное определение углеводородов С₁ — С₅ с изомерами;

-    периодическое определение объемного удельного содержания углеводородных газов в пробах бурового раствора после их глубокой дегазации;

-    определение с периодом не более 60 с объемного содержания газа в буровом растворе.

В буровом растворе можно проводить измерение концентрации других газов, таких как кислород, азот, водород, гелий, сероводород, углекислый газ. а также парообразных ароматических соединений — бензол,толуол, ксилол.

ГОСТ P 53375—2016

8.3.2    Система газового каротажа по буровому раствору должна включать:

-    дегазатор непрерывного действия с принудительной дегазацией;

-    систему транспортирования и очистки газовоздушной смеси;

-    суммарный газоанализатор для определения содержания горючих газов;

-    компонентный газоанализатор непрерывного или циклического действия;

-    термовакуумный дегазатор для глубокой дегазации проб бурового раствора;

-    аппаратуру для автоматического определения объемного содержания газов.

8.3.3    Дегазатор непрерывного действия с принудительной дегазацией должен обеспечивать непрерывную принудительную дегазацию бурового раствора с определенной (для заданных параметров бурового раствора) степенью дегазации. Конструкция дегазатора должна обеспечивать постоянную времени газообмена не более 100 с.

8.3.4    Система транспортирования и очистки газовоздушной смеси от влаги и механических частиц должна обеспечивать транспортирование газовоздушной смеси от дегазатора к газоаналитическим приборам и ее подготовку к анализу без изменения газового состава. Время транспортирования не должно превышать 3 мин.

8.3.5    Параметры подачи пробы газовоздушной смеси из транспортирующей линии в газоаналитические приборы (давление, расход, температура) при анализе должны быть постоянными. Подачу калибровочной смеси газов следует осуществлять при тех же значениях параметров.

8.3.6    Система транспортирования газовоздушной смеси должна содержать устройство предотвращения проникновения пламени.

8.3.7    Суммарный газоанализатор для измерения содержания горючих газов должен обеспечивать определение суммарной концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси, извлеченной путем непрерывной дегазации из бурового раствора. Диапазон измерений составляет от 0.005 % об. до 100 % об., основная абсолютная погрешность должна быть не более (0.002 ♦ 0,01-А) % об., где А — числовое значение измеряемого показателя. Постоянная времени не превышает 20 с.

8.3.8    Компонентный газоанализатор непрерывного или циклического действия должен обеспечивать непрерывное или циклическое измерение концентрации углеводородных газов и водорода. Минимально обнаруживаемые соотношения компонентов: Н^С, — 20. С,/С₂ — 100. С,/С₃ — 150. Цикл измерения С, — С₅ не должен превышать 2 мин.

В диапазоне измерений от 0.005 % об. до 1 % об. основная приведенная погрешность должна быть не более (0.005 + 0.15 А) %. где А — числовое значение измеряемого показателя. В диапазоне показаний от 1 % об. до 100 % об. относительная погрешность — не более 10 %.

8.3.9    Термовакуумный дегазатор проб бурового раствора должен обеспечивать глубокую дегазацию проб бурового раствора объемом не менее 250 см³ по углеводородным и другим газам не более чем за 15 мин.

8.4 Система геолого-геохимических исследований проб шлама и образцов керна

8.4.1    Система геолого-геохимических исследований проб шлама и образцов керна должна включать следующее оборудование:

-    устройство для отбора шлама;

-    комплект сит для фракционного анализа;

-    бинокулярный микроскоп;

-    аналитические электронные весы;

-    карбонатомер;

-    прибор для люминесцентно-битуминологического анализа;

-    аппаратуру количественного измерения нефтенасыщенности проб и образцов;

-    устройство для сушки с терморегулятором;

-    оборудование для измельчения шлама и образцов керна;

-    дегазатор проб шлама и образцов керна;

-    устройство цифрового фотографирования объектов исследований.

При необходимости в комплекс геолого-геохимических исследований включают другие приборы и устройства, обеспечивающие получение дополнительной геолого-геохимической информации.

8.4.2    Устройство для отбора шлама должно обеспечивать отбор проб шлама, содержащих все фракции частиц шлама, присутствующие в выходящем из скважины буровом растворе, размером более 1 мм. Объем отбираемой пробы должен быть не менее 250 см³.

13

ГОСТ P 53375—2016

Содержание

1    Область применения.................................................................1

2    Нормативные ссылки.................................................................1

3    Термины и определения...............................................................2

4    Обозначения и сокращения............................................................3

5    Общие положения....................................................................3

6    Задачи ГТИ.........................................................................4

6.1    Обеспечение безопасности проведения работ при строительстве скважины................4

6.2    Обеспечение соблюдения правил недропользования...................................4

6.3    Геологические задачи.............................................................5

6.4    Технологические задачи...........................................................5

6.5    Расширение комплекса ГТИ за счет новых технологий..................................5

6.6    Технико-экономические задачи.....................................................6

6.7    Научно-исследовательские задачи..................................................6

6.8    Информационные задачи..........................................................6

7    Комплексы ГТИ......................................................................6

8    Станция ГТИ.........................................................................9

8.1    Общие требования к станции ГТИ...................................................9

8.2    Информационные каналы технологических параметров................................10

8.3    Система газового каротажа по буровому раствору.....................................12

8.4    Система геолого-геохимических исследований проб шлама и образцов керна..............13

8.5    Система мониторинга технического состояния бурового оборудования...................14

8.6    Система раннего обнаружения газопроявлений.......................................15

8.7    Система определения физико-химических свойств бурового раствора....................15

8.8    Система виброакустического каротажа..............................................15

8.9    Система сбора, хранения, обработки, отображения информации

и синхронизации измерений..........................................................16

8.10    Система информационного обмена при строительстве скважин........................18

8.11    Система энергопитания и жизнеобеспечения станции    ГТИ.............................18

9    Требования к организации и производству работ по ГТИ...................................19

10    Требования к форме представления данных ГТИ........................................21

11    Требования к персоналу ГТИ.........................................................22

Библиография........................................................................23

III

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Геолого-технологические исследования.

Общие требования

Oil and gas wells Geological-technological logging General requirements

Дата введения — 2017—03—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к геолого-технологическим исследованиям (ГТИ) нефтяных и газовых скважин: службе ГТИ. подготовке скважин, аппаратуре и оборудованию с цепью обеспечения безопасности при проведении ГТИ.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.009-84 Государственная система обеспечения единства измерений. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.674-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями

ГОСТ Р 8.678-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Формы оценки соответствия технических систем и устройств с измерительными функциями установленным требованиям

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и ло выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений Если заменен ссылочный стандарт. на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия) Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт. на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку

Издание официальное

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    технические системы и устройства с измерительными функциями; ТСУИФ: Технические системы и устройства, которые наряду с их основными функциями выполняют измерительные функции.

Примечание — Гармонизировано с Федеральным законом [1], статья 2. пункт 2 3

3.2    постоянная времени: Показатель, характеризующий инерционность динамической системы при изменении регистрируемого сигнала по экспоненциальному закону.

3.3    время запаздывания Время от момента изменения измеряемого параметра до момента получения результата измерения с заданной погрешностью.

Примечание — Приводитсядляпараметров.изменениекоторыхнеможетбытьописаноэкспоненциально

3.4    время отставания Время прохождения исследуемого объекта (бурового раствора, шлама, газа) от забоя до устья скважины.

Примечание — Определяется для каждого объекта в отдельности

3.5    шлам: Горная порода, измельченная в процессе бурения и вынесенная на поверхность промывочной жидкостью.

3.6    проба шлама Часть шлама, отобранная в количестве, необходимом для исследования.

3.7    фракция шлама: Совокупность отдельных частиц шлама определенного гранулометрического состава.

3.8    литологический тип (литотип) породы: Тип породы, идентифицируемый по набору литологических признаков.

3.9    шламограмма: Дискретная диаграмма, показывающая изменение процентного содержания литотипов в пробе шлама в зависимости от глубины.

3.10    LAS-формат: Формат представления данных Log ASCII Standard.

3.11    информационный канал технической системы с измерительными функциями: Конструктивно или функционально выделяемая часть технической системы, выполняющая законченную функцию от восприятия физической величины до получения результата ее измерений, выражаемого числом или соответствующим кодом.

Примечания

1    В информационный канал обычно включают первичный преобразователь физической величины, аналого-цифровой преобразователь (для датчика с аналоговым выходным сигналом), линию связи, программные средства обработки информации, устройство отображения и регистрации информации

2    Один информационный канал может включать в себя несколько первичных преобразователей и алгоритм совместной обработки получаемой с них информации

3.12    датчики (первичные преобразователи) технологических параметров Технические устройства, осуществляющие преобразование физической величины в информационный сигнал.

3.13    технологические параметры, измеряемые прямыми методами: Технологические параметры ГТИ. которые могут быть непосредственно измерены соответствующим технологическим датчиком.

Примечание — Размерность величины технологических параметров, измеряемых прямыми методами, совпадает с размерностью величины, измеряемой датчиком

3.14    технологические параметры, измеряемые косвенными методами: Технологические параметры. для которых регистрацию проводят путем измерения физических величин, связанных с ними некоторой функциональной зависимостью.

Примечание — Для технологических параметров, измеряемых косвенными методами, размерность физической величины может отличаться от размерности величины, регистрируемой соответствующим датчиком.

3.15    расчетные технологические параметры Технологические параметры, вычисляемые по фиксированному алгоритму на основании одного или нескольких зарегистрированных параметров.

3.16    измерение параметров бурового раствора на входе в скважину: Измерение параметров бурового раствора, закачиваемого в скважину, осуществляемое:

- в емкости, из которой раствор забирается буровым насосом, путем установки измерителя в потоке непосредственно перед всасывающей трубой;

2

ГОСТ P 53375—2016

-    путем отбора части раствора из всасывающей трубы специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в емкость перед всасывающей трубой;

-    непосредственно во всасывающей трубе БУ или манифольде путем установки специального оборудования.

3.17 измерение параметров бурового раствора на выходе из скважины: Измерение параметров бурового раствора, выходящего из скважины, осуществляемое как можно ближе к устью, по возможности до контакта с атмосферой, например:

-    в приемном бачке вибросита путем установки в него измерителей соответствующих размеров;

-    путем отбора пробы бурового раствора до вибросита специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора в бачок вибросита;

-    путем отбора части раствора из разъемного устья специальным насосом, измерения параметров в измерительном блоке и сброса раствора обратно в разъемное устье или бачок вибросита.

4    Обозначения и сокращения

4.1    В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

С, —метан;

С₂ — этан;

С₃ — пропан;

С₄ —бутан;

С₅ — пентан.

4.2    В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВПД — аномально высокое пластовое давление;

АВПоД — аномально высокое поровое давление;

БУ — буровая установка;

ГИС — геофизические исследования скважин;

ГТИ — геолого-технологические исследования;

ИК-слектрометрия — инфракрасная спектрометрия;

ТВД — термовакуумная дегазация;

УЭП — удельная электрическая проводимость.

5    Общие положения

5.1    Геолого-технологические исследования скважин — это комплексные исследования содержания. состава и свойств пластовых флюидов и горных пород в циркулирующей промывочной жидкости, а также характеристик и параметров технологических процессов на различных этапах строительства скважин с привязкой результатов исследований ко времени контролируемого технологического процесса и к разрезу исследуемой скважины.

5.2    ГТИ в нефтяных и газовых скважинах проводят для достижения следующих целей:

-    повышения геологической эффективности поисково-разведочного бурения на нефть и газ;

-    оптимизации технологических процессов на всех этапах строительства, ввода скважин в эксплуатацию и проведения геолого-технических мероприятий в процессе эксплуатации:

-    повышения безопасности проведения работ, преодоления осложнений и предотвращения аварий при бурении;

-    изучения геологического разреза;

-    обеспечения высокого качества и технико-экономических показателей строительства скважин;

-    выполнения природоохранных требований.

5.3    ГТИ проводятся с использованием взаимосвязанных ресурсов, включающих персонал, технические средства, средства и методики калибровки, средства обслуживания оборудования, технологию и методики исследований. Процесс исследований начинается преобразованием измеряемых физических величин в информационные сигналы в датчиках в местах их установки, а заканчивается предоставлением полученной и обработанной информации другим участникам процесса строительства скважины.

5.4    Служба ГТИ представляет собой единую систему, включающую станцию ГТИ с персоналом на буровой, службу технического и метрологического обеспечения и службу обработки и интерпретации информации на базе.

3

5.5    Первичной информацией для ГТИ являются:

-    значения физических величин от датчиков в местах установки их на буровом оборудовании:

-    результаты исследований в полевой и стационарной лабораториях ГТИ образцов керна, проб бурового раствора, шлама и пластового флюида;

-    исходные данные проекта на строительство скважины;

-    сообщения, поступающие от специалистов, участвующих в технологическом процессе строительства скважины, и характеризующие состояние этого процесса;

-    прогнозные параметры ГТИ, полученные при анализе результатов бурения соседних скважин, а также результатов геологических, геохимических и геофизических исследований на окружающей территории.

5.6    Выходной информацией ГТИ являются:

-    значения параметров, измеренные с постоянным шагом дискретизации по времени и глубине ствола скважины, а также рассчитанные по заданным алгоритмам;

-    отчетная информация в текстовой и графической формах, обобщающая результаты исследований за определенный период времени или интервал глубины скважины;

-    рекомендации, поступающие от персонала, проводящего ГТИ, другим специалистам, участвующим в технологическом процессе строительства скважины;

-    результаты анализа деятельности по сопровождению строительства скважины геолого-технологическими исследованиями, обобщенные в форме текстового отчета с таблицами и иллюстрациями.

5.7    Перечень технологических параметров ГТИ. а также основные требования к точности их определения приводятся в разделе 8.

Примечание — Влияние технологии строительства скважины и конструктивных особенностей бурового оборудования на погрешность измерений физических величин в местах установки датчиков в настоящем стандарте не рассматривается

5.8    ГТИ следует проводить непосредственно в процессе строительства скважины для решения геологических и технологических задач, перечисленных в разделе 6. Информацию, получаемую при ГТИ. используют все службы, участвующие в процессе строительства скважин.

5.9    Первичную информацию, получаемую в процессе ГТИ (значения физических параметров, характеризующих процесс строительства скважин; свойства горных пород и пластовых флюидов), а также образцы горных пород в виде шлама и керна передают заказчику (недропользователю). Копии данных в цифровом виде и дубликаты образцов хранятся у производителя ГТИ. Хранение информации, являющейся результатом интерпретации первичных данных, осуществляет производитель ГТИ. Передачу информации другим хозяйствующим субъектам и государственным органам осуществляют на условиях отдельных соглашений, заключаемых в соответствии с действующим законодательством.

5.10    Техническую, эксплуатационную и отчетную документацию следует представлять на русском языке, она не должна противоречить ГОСТ 8.596. ГОСТ 8.674 и ГОСТ 8.678. Единицы измерений используют в соответствии с ГОСТ 8 417.

6 Задачи ГТИ

6.1    Обеспечение безопасности проведения работ при строительстве скважины

Для повышения безопасности проведения работ в рамках ГТИ решают задачи:

-    раннего обнаружения газо-, нефте-, водопроявлений и поглощений при бурении и слускоподъ-емных операциях;

-    диагностики предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени;

-    контроля долива скважины.

6.2    Обеспечение соблюдения правил недропользования

Для выполнения правил недропользования решают задачи:

-    получения информации, позволяющей предотвратить нарушения физико-химических и гидродинамических характеристик вскрываемых пластов, которые могут осложнить дальнейшее недропользование;

-    контроля выполнения проектных требований к вскрытию продуктивных пластов.

ГОСТ P 53375—2016

6.3    Геологические задачи

6.3.1    При ГТИ решают геологические задачи:

-    построения в процессе бурения фактического литологического разреза скважины;

-    оперативного выделения опорных пластов-реперов;

-    проведения литолого-стратиграфического расчленения разреза;

-    оперативного выделения пластов-коллекторов;

-    определения характера насыщения коллекторов:

-    оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

6.3.2    С целью оптимизации получения геолого-геофизической информации проводят выбор и корректировку интервалов отбора керна, шлама, образцов грунтов, испытания пластов, а также интервалов. методов и времени проведения геофизических исследований в скважинах.

6.4    Технологические задачи

ГТИ используют для решения технологических задач:

-    оптимизации процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач;

-    распознавания и определения продолжительности технологических операций;

-    выбора и поддержания рационального режима бурения с контролем отработки долот;

-    оптимизации спускоподьемных операций (ограничение скорости спуска, оптимизация загрузки грузоподъемных механизмов);

•    контроля гидродинамических параметров в скважине;

-    раннего обнаружения проявления и поглощения при спускоподъемных операциях, управления процессом долива скважины;

-    определения пластового и порового давлений (прогнозирование зон АВПД и АВПоД);

-    контроля спуска и цементирования обсадной колонны;

-    диагностики работы бурового оборудования.

6.5    Расширение комплекса ГТИ за счет новых технологий

6.5.1    Контроль крепления ствола скважины

Контроль крепления ствола скважины обсадными колоннами предназначен для повышения качества и безопасности проводимых работ путем независимой регистрации операций по креплению скважины. Работы осуществляют комплектом датчиков технологических параметров станции ГТИ. устанавливаемым в соответствии с технологической схемой обвязки буровой и схемой установки тампонажной техники.

Технология обеспечивает:

а)    контроль следующих технологических операций:

1)    подготовка ствола скважины к спуску колонны.

2)    спуск и долив колонны,

3)    цементирование и ожидание затвердения цемента.

4)    испытания на герметичность;

б)    регистрацию следующих параметров:

1)    объемы закачиваемых и выходящих растворов,

2)    расход и давление в нагнетательной магистрали.

3)    температура и плотность закачиваемых и выходящих растворов.

4)    сопротивление (проводимость) выходящих растворов.

6.5.2    Контроль процессов освоения и испытания скважин

Контроль процессов освоения и испытания скважин предназначен для повышения качества и безопасности проводимых работ путем независимой регистрации операций по очистке призабойной зоны пласта, вызову притока, воздействию на пласт и определению гидродинамических характеристик пласта по данным автономных комплексов.

Технология контроля должна обеспечивать:

-    описание технологических операций;

•    регистрацию объемов закачиваемых и выходящих растворов:

-    регистрацию расходов, давлений и температур жидкостей в устьевой обвязке;

-    отбор и анализ проб пластового флюида.

5

6.6    Технико-экономические задачи

ГТИ позволяют решать следующие технико-экономические задачи:

-    определение технико-экономических показателей бурения;

-    определение баланса времени работы вахты, буровой бригады (буровой установки).

6.7    Научно-исследовательские задачи

ГТИ можно использовать для решения ряда научно-исследовательских задач, таких как:

-    проведение планируемых экспериментов с целью построения и уточнения моделей отдельных технологических процессов и свойств горных пород;

-    испытание новых технических средств, методик и технологий.

6.8    Информационные задачи

ГТИ обеспечивают решение информационных задач:

-    синхронизации работы регистрирующих комплексов на буровой;

-    сбора, обработки и накопления геолого-технологической информации в виде базы данных;

-    обеспечения информацией всех служб, участвующих в процессе строительства скважин;

-    составления сводных форм оперативной отчетности;

-    передачи информации ГТИ по каналам связи.

7 Комплексы ГТИ

7.1 Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисково-оценочных и разведочных скважин приведен в таблице 1.

Таблица 1 — Комплекс ГТИ при бурении опорных, параметрических, структурных, поисково-оценочных и разведочных скважин

Обязательное исследование Дополнительное исследование Исследование проб шлама, керна, бурового раствора Отбор проб шлама через 5 м по всему разрезу и через 1-2 м в перспективных интервалах Измерение окислительно-восстановительного потенциала горных пород Макро- и микроскопическое описание шлама и керна Пиролитический анализ горных пород для определения содержания углеводородов и органического вещества Фракционный анализ шлама Фотоколориметрия образцов пород по шламу и керну Измерение карбонатности (кальцит, доломит и нерастворимый остаток) в породе Люминесцентно-битуминологический анализ бурового раствора Люминесцентно-битуминологический анализ шлама и керна Измерение вязкости и водоотдачи бурового раствора Оценка плотности и пористости пород по шламу и керну Измерение весового удельного содержания и плотности нефти в образцах горных пород методом количественного флюоресцентного анализа Измерение суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора Определение ароматических углеводородов бензола, толуола, ксилола методом экспресс-хроматографии по керну, шламу и буровому раствору Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора Гамма-спектрометрия горных пород по шламу и керну Периодическая ТВД проб бурового раствора для определения газонасыщениости бурового раствора и калибровки дегазатора непрерывного действия ЯМР-анализ горных пород по шламу и керну

ГОСТ P 53375—2016

Обязательное исследование	Дополнительное исследование
Измерение удельного содержания нефти в образцах гор-	Измерение содержания основных породообразующих
ных пород инфракрасным спектрометрическим методом1)	минералов ИК-спектрометрическим методом
Измерение объемного газосодержания бурового раствора компрессионным методом	—
—	Определение содержания в буровом растворе иона НСО,
	Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородных газов, водорода, гелия, углекислого газа, азота, кислорода в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора
Измерение и расчет технологических параметров
Глубина скважины и механическая скорость проходки	Виброакустические характеристики работы бурового инструмента
Вес на крюке и нагрузка на долото	—
Давление бурового раствора на стояке манифольда	—
Давление бурового раствора в затрубном пространстве	—
Число ходов насоса	—
Расход бурового раствора на входе в скважину	—
Расход бурового раствора на выходе из скважины21	—
Уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях и доливочной емкости	—
Скорость спуска и подъема бурильного инструмента	—
Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины	—
Скорость вращения ротора (при роторном бурении)	—
Крутящий момент на роторе (при роторном бурении)	—
Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе из скважины	—
Температура раствора на входе и выходе из скважины	—
11 Допускается применение других методов определения нефтенасыщенности 2) Допускается использование индикатора потока

7.2 Комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин приведен в таблице 2. Таблица 2 — Комплекс ГТИ при бурении горизонтальных скважин

Обязательное исследование Дополнительное исследование Исследование проб шлама, бурового раствора Отбор проб шлама через 5 м по всему разрезу и через 2-3 м при бурении по пласту Отбор проб шлама из пласта-коллектора через 1-2 м Измерение суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора Макро- и микроскопическое описание шлама

7