Геофизические методы исследования скважин и скваженная аппаратура

Геофизические методы исследования скважин и скважинная аппаратура

Содержание

Стандартный электрический каротаж.

Боковой каротаж (БК). ЭК-1.

Боковое каротажное зондирование (БКЗ).

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС).

Резистивиметрия.

Индукционный каротаж (ИК). АИК-5. АИК-5М.

Кавернометрия. Профилеметрия. СКПД-3. ПТС-4.

Гамма-каротаж (ГК). СРК-01. РКС-3М.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт).

Акустический каротаж (АК). СПАК-6.

Инклинометрия. ИМММ.

Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп). СГП2.

Микробоковой каротаж (МБК). МК-УЦ. МК-М. Микрокавернометрия (МКВ).

Микрозондирование (МКЗ).

Термометрия.

ОЦК электротермометром.

Акустическая цементометрия. АКЦ-М.

Гамма-гамма цементометрия. (ГГК-Ц). ЦМ-8/10. СГДТ-НВ.

20. АККИС-42, АККИС-36.

21.Комплексная аппаратура МЕГА.

21.1. Мега-Э.

21.2. Мега-К

21.3. Мега-Р.

Приложение 1. Инструкции по работе со скважинными приборами на станции «Мега».

Приложение 2. Требования техники безопасности при выполнении работ на скважине.

1. Стандартный электрический каротаж.

Стандартный каротаж включает в себя записи с помощью трех зондов электрического каротажа (двухметровые кровельный и подошвенный градиент-зонды и полуметровый потенциал-зонд) кривых кажущегося удельного сопротивления пластов (КС) и кривую потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС). Метод кажущихся сопротивлений, один из основных методов скважинных геофизических исследований, применяется для выделения пластов разного литологического состава, определения глубины их залегания и мощности, оценки пористости и коллекторных свойств пород, выявления полезных ископаемых, в том числе нефтегазоносных и водоносных пластов.

Стандартный каротаж в комплексе с индукционным, радиоактивным, акустическим и другими методами ГИС предназначен для решения следующих основных геологических задач:

литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
определение однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне).

Стандартный электрический каротаж относится к основным исследованиям и проводится во всех поисковых и разведочных скважинах. Стандартный (оптимальный) для изучаемого района набор зондов обеспечивает наилучшее выделение по кривым КС слоев с разным удельным электрическим сопротивлением. Вид и размеры зондов зависят от поставленных задач и выбираются опытным путем. Стандартный набор зондов для изучаемого района выбирается на основании многолетних опытных данных и, как правило, остается неизменным для большинства видов исследований.

Для повышения достоверности результатов и получения дополнительных данных, стандартный каротаж при каждом исследовании проводится по всему открытому стволу (перекрываются все предыдущие интервалы). Это позволяет выявлять прямые качественные признаки проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и на этой основе выделять коллекторы как простые, так и со сложной структурой порового пространства.

Повторные записи диаграмм стандартного каротажа путем перекрытия ранее исследованных интервалов, а также параллельные записи стандартного каротажа в масштабе 1:200 позволяют эффективно решать задачи по выделению коллекторов и определению характера их насыщения, в том числе коллекторов сложного строения. При этом обязательным требованием является высокое качество диаграмм стандартного каротажа.

Масштаб регистрации диаграмм зондами стандартного каротажа устанавливается неизменным для всех территорий работ и участков разреза и равен 2,5 Ом.м /см с соотношением масштабов записи как 1:5:25 и т.д. Для ПС масштаб записи 12,5 мВ/см и вспомогательный – 5 мВ /см во всех интервалах разреза, где значения относительной амплитуды ПС по преобладающему числу коллекторов меньше 0,4.

Стандартный электрический каротаж выполняется скважинными приборами ЭК-1, ЭК-М (сборка «Мега-Э»).

Зонды для работ методом КС.

Простейшим зондом для измерения силы тока, проходящего в буровом растворе и окружающих скважину породах, служит одноэлектродный зонд. В этом виде исследований, называемом токовым каротажом, один электрод заземлен неподвижно, вблизи устья скважины, а второй - закреплен на кабеле (рис. 1, а). В результате перемещения зонда по скважине регистрируется кривая изменения силы тока.

Рис. 1. Различные зонды для электрического каротажа скважин: А, В - питающие электроды, Б - батарея или другой источник питания, R - реостат для регулировки силы тока, I - прибор, измеряющий силу тока, MN - приемные измерительные электроды, - прибор для измерения (регистрации) разности потенциалов, О - точка записи, к которой относят результаты замеров; а - одноэлектродный зонд токового каротажа, б - трехэлектродный потенциал-зонд, в - трехэлектродный подошвенный (последовательный) градиент-зонд, г - трехэлектродный кровельный (обращенный) градиент-зонд

Чаще всего при работах методом КС используются трехэлектродные зонды, в которых три электрода располагаются в скважине (четвертый электрод заземляется на поверхности, вблизи от скважины). Трехэлектродный зонд, состоящий из одного питающего А и двух приемных M и N электродов, называется однополюсным. Трехэлектродный зонд, состоящий из одного приемного M и двух питающих А и В электродов, называется двухполюсным. В обоих случаях расчет КС ведется по формуле метода сопротивления:

где - коэффициент, зависящий от расстояния между электродами в зонде;

- разность потенциалов между приемными электродами M и N;

- сила тока в питающей цепи АВ.

В трехэлектродном зонде

или

где AM, AN, MN, MB, NB - расстояния в метрах между соответствующими электродами.

Название зонда складывается из обозначения электродов, расположенных в скважине сверху вниз и расстояний между ними. Например, в зонде А2М0,05N сверху расположен питающий электрод А, далее в двух метрах - приемный электрод M, а в пяти сантиметрах от последнего - электрод N. Различают потенциал- и градиент-зонды (рис.1, рис.2).

В потенциал-зонде расстояние между приемными MN или питающими АВ (их называют парными) электродами превышает расстояние от непарного электрода А или M до ближайшего парного. Точка записи, к которой относится измеренное кажущееся сопротивление, располагается посередине АМ (точка О).

В градиент-зонде расстояние между парными электродами в пять-десять раз меньше расстояния до непарного. Точка записи находится посередине MN.

Рис.2

Если парные электроды располагаются выше непарного, то зонд называется кровельным (или обращенным), а если наоборот, то подошвенным (или последовательным).

Расстояние AM у потенциал-зонда и АО (или МО) у градиент-зонда называется размером зонда. Обычно размер зонда меняется от 0,5 до 3 м. Радиус обследования пород вокруг скважины примерно равен размеру зонда.

Иногда используются более сложные 5 - 7-электродные зонды. Благодаря различной комбинации питающих и приемных электродов с помощью этих зондов создаются направленные фокусированные электрические поля, что позволяет точнее отбить границы пластов и определить их сопротивление. Такие зонды используются при боковом каротаже. Для выявления тонких пластов применяются микрозонды.

Методика и техника метода КС.

Как отмечалось выше, при исследованиях методом КС может регистрироваться либо сила тока (токовый каротаж), либо разность потенциалов. В результате токового каротажа получают токовые диаграммы, характеризующие изменение силы тока по стволу скважины.

Основным видом скважинных электрических наблюдений является измерение КС по стволу скважины с помощью стандартного зонда с постоянным в данных геологических условиях размером.

Стандартный, или оптимальный для изучаемого района зонд обеспечивает наилучшее выделение по кривым КС слоев с разным удельным электрическим сопротивлением. Его вид и размеры зависят от поставленных задач и выбираются опытным путем.

Чтобы получить кривую изменения КС по скважине измеряется непрерывная кривая разностей потенциалов на приемных электродах, при этом сила тока на питающих электродах обычно поддерживается постоянной. При постоянной длине зонда кривая разностей потенциалов на приемных электродах является фактически графиком изменения КС. Для перевода кривой ΔU в кривую ρ_к изменяется лишь масштаб записи с учетом величины коэффициента установки и силы тока.

По диаграммам КС (по вертикали откладываются точки записи, по горизонтали - ρ_к ) можно получить лишь общее представление о сопротивлениях пород и об их изменении по стволу скважины.

Для расшифровки диаграмм и интерпретации результатов электроразведки большое значение имеет определение истинного значения сопротивления пород. Его получают с помощью метода бокового каротажного зондирования (БКЗ) или бокового каротажа (БК).

Методика БКЗ сводится к последовательному выполнению работ КС несколькими (5 - 7) однотипными зондами разной длины (например, АО = 0,2; 0,5; 1; 2; 4; 7 м). Проведя измерения зондами разной длины, получаем кажущиеся сопротивления, соответствующие разным радиусам обследования пород вокруг скважины. Для каждого пласта, сопротивление которого необходимо определить, на логарифмических бланках строят кривую БКЗ, т.е. кривую зависимости КС от длины зонда. Кривые БКЗ интерпретируются с помощью специальных теоретических кривых (палеток БКЗ). В результате получают истинное сопротивление пород и оценивают глубину проникновения бурового раствора в среду.

Интерпретация и область применения метода КС.

При токовом каротаже сила тока, стекающего с помещенного в скважину питающего электрода, зависит от удельного сопротивления окружающих пород. Если питающий электрод расположен против хорошо проводящего пласта, то его сопротивление заземления уменьшается, а сила тока увеличивается. Вблизи высокоомных пород сила тока будет уменьшаться. На диаграммах хорошо выделяются лишь пласты с резко отличающимися от вмещающих пород свойствами, например, руды.

Интерпретация данных КС начинается с визуального выделения на диаграммах КС аномалий, по которым определяют глубину залегания слоев с разными удельными электрическими сопротивлениями. Форма и характерные особенности кривых КС определяются не только сопротивлением и мощностью слоев, но и диаметром скважины, минерализацией бурового раствора, радиусом его проникновения в породу (последний зависит от пористости пород и разности давлений жидкости в пласте и стволе скважины), а также типом и размерами зонда, с помощью которого получена диаграмма.

В теории метода КС рассчитаны формулы и построены графики кажущихся сопротивлений против слоев разной мощности и сопротивления для любых зондов. Кривые КС, полученные потенциал-зондом, отличаются симметричной формой. Максимумами выделяются центры слоя с повышенными сопротивлениями, а минимумами - с пониженными. Подошвенный градиент-зонд четким максимумом на кривой КС отбивает подошву пласта повышенного и кровлю пласта пониженного сопротивления, а кровельный градиент-зонд максимумом КС выявляет кровлю пласта повышенного и подошву пласта пониженного сопротивления.

Таким образом, с помощью градиент-зонда легко выявить кровлю или подошву пласта, но трудно определить его мощность и местоположение середины. По графикам КС двух зондов - кровельного и подошвенного - определяются достаточно точно как положение, так и мощность пласта.

Пласты малой по сравнению с длиной зонда мощностью как высокого, так и низкого сопротивления отмечаются трудно расшифровываемыми аномалиями. По значениям КС стандартного зонда, а также в результате интерпретации кривых БКЗ можно получить истинные значения сопротивлений окружающих пород и оценить радиус проникновения бурового раствора. Чем больше радиус проникновения бурового раствора, тем больше пористость пород и лучше их коллекторные свойства.

Второй этап интерпретации - корреляция похожих аномалий по кривым КС соседних скважин. Сначала выделяют четкие, характерные, повсеместно наблюдаемые в изучаемом районе аномалии, приуроченные к какому-нибудь стратиграфическому горизонту большой мощности и выдержанного простирания. Такие аномалии называются реперами. Затем выделяют промежуточные горизонты и строят геолого-геофизические разрезы.

2. Боковой каротаж (БК).

Боковой каротаж в масштабе глубин 1:500 относится к дополнительным методам, проводится в тех поисковых и разведочных скважинах, где по данным стандартного и индукционного каротажа не решаются вопросы по достоверному определению электрических характеристик определенных пластов или участков разреза вследствие ограничений стандартного каротажа (зоны тонких чередований, пласты малой мощности) и индукционного каротажа (пласты или участки разреза с УЭС более 40 Ом.м).

К числу объектов, где материалы БК в масштабе глубин 1:500 могут дать дополнительную информацию к стандартному или индукционному каротажу, относятся:

зоны частых чередований плотных непроницаемых пластов, глинистых прослоев и нефтегазонасыщенных пластов малой мощности;
зоны аномально низких значений минерализации пластовых вод, где УЭС водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов имеют высокие значений и широкие зоны перекрывающихся величин сопротивлений;
интервалы в низах разреза, где преобладают тонкие чередования литологически различающихся разностей, преобладают высокие УЭС и контрастные переходы значений УЭС на границах литологических переходов и границ, обусловленных изменениями характера насыщения коллекторов.

Физические основы метода.

Боковым каротажем называют измерения кажущегося сопротивления по стволу скважины трехэлектродным зондом бокового каротажа с автоматической фокусировкой тока. Зонд имеет центральный электрод Ао (см. рис.3), симметрично по отношению к которому расположены соединенные между собой удлиненные экранирующие электроды (А_1-0, А_1-1).

Рис.3. Схема зонда бокового каротажа

При измерении кажущегося сопротивления обеспечивается одинаковый потенциал всех электродов автоматическим регулированием силы тока через центральный электрод. Таким образом, экранные электроды препятствуют растеканию тока центрального электрода по скважине и обеспечивают направление его непосредственно в исследуемый пласт. Кажущееся сопротивление определяется по отношению потенциала экранирующих электродов к току через центральный электрод. Благодаря применению экранирующих электродов уменьшается влияние на результаты измерений промывочной жидкости, заполняющей скважину, и вмещающих пород, а кажущееся сопротивление получается близким к удельному электрическому сопротивлению. БК позволяет выделять пласты малой мощности и изучать с большой подробностью пачки пластов, более точно определять границы. Диаграммы БК в отличие от зондов БКЗ практически не искажены эффектами экранирования.

Оценка качества.

- допустимые отклонения показаний БК от теоретических - 20%;

- допустимая погрешность по контрольной записи - 10%;

- нестабильность стандарт-сигнала в начале и конце записи - 3%.

Качество бокового каротажа определяется в комплексе с показаниями зондов БКЗ. Против Кошайских глин КС по боковому каротажу равно показаниям других зондов. На плотных глинах с кажущимся сопротивлением 5 - 8 Ом*м показания БК примерно равны показанию зонда А1.0M0.1N.

Рис. 4. Пример записи диаграммы бокового каротажа

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность БК:

диаграммы должны быть только высокого качества;
высокое качество диаграмм БК расширяет возможности электрических методов по определению высоких значений УЭС маломощных пластов (и совместно с ИК – в области низких УЭС);
в выявленных или уже известных перспективных интервалах диаграммы БК необходимо дублировать в масштабе 1:200 для сравнения этих данных с материалами ГИС, которые будут получены в дальнейшем при детальных исследованиях;
масштаб регистрации основной кривой БК (в логарифмическом масштабе) устанавливается с модулем 4,0-6,25 см.

Для проведения БК используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1;

- Э-1

ЭК-1.

Назначение.

Аппаратура электрического каротажа комплексная ЭК-1 предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК-3), измерения потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), резистивиметрии скважин, а также измерения диаметра скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - от 10 до 20%, нефти - до 5-10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды - 120°С и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород в режиме "БКЗ" зондовыми установками:

- A8,0M1,0N (шифр параметра GZ5);

- A4,0M0,5N (шифр параметра GZ4);

- A2,0M0,5N (шифр параметра GZ3);

- N0,5M2,0A (шифр параметра GZ3B);

- A1,0M0,1N (шифр параметра GZ2);

в общем диапазоне от 0,2 до 5000 Ом.м с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Ом.м и от 200 до 5000 Ом.м; зондовыми установками

- A0,5M6,0N (шифр параметра PZ);

- A0,4M0,1N (шифр параметра GZ1);

в общем диапазоне от 0,2 до 1000 Ом.м с разбивкой на два диапазона от 0,2 до 200 Ом.м и от 200 до 1000 Ом.м и измерение удельного сопротивления водной промывочной жидкости (шифр параметра RB) резистивиметром - в диапазоне от 0,2 до 20 Ом.м. Схемы зондов см. на рис. 5.

Рис.5 Схемы зондов

Аппаратура обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК (шифр параметра LL3) в диапазоне от 0,5 до 5000 Омм. При этом диапазон измеряемых значений потенциала в режиме БК (шифр параметра LLU) от 0,1 до 20В, а сила тока центрального электрода (шифр параметра LLI); - от 0,2 до 50 мА.

Формула расчета кажущегося удельного сопротивления (ρ_k):

ρ_k = 0,23 * (LLU / LLI);

где 0,23 коэффициент зонда БК для прибора ЭК-1.

Аппаратура обеспечивает измерение совместно и раздельно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

Аппаратура обеспечивает измерение двух взаимно перпендикулярных диаметров (шифры параметров C1 и C2) и среднего диаметра скважины (шифр параметра CALI) в диапазоне от 100 до 760 мм (четырех радиусов (RAD1, RAD2, RAD3, RAD4) в диапазоне от 50 до 380 мм).

Формула расчета среднего диаметра:

CALI = (RAD1+ RAD2+ RAD3+ RAD4) / 2.

Аппаратура обеспечивает в интервале каротажа многократные срабатывания управляемого прижимного устройства профилемера. Время полного раскрытия (закрытия) рычагов профилемера не более 2 минут.

Питание скважинного прибора и токовых электродов осуществляется от каротажного источника питания силой тока (500±5)мА частоты 400 Гц.

Калибровка каналов БКЗ, БК и профилемера обеспечивается с помощью режимов "Ноль-сигнал" и "Стандарт-сигнал". Значения калибровочных параметров приведены в таблице №1:

Таблица №1

Значения калибровочных параметров

№ канала

Шифр параметра

0-сигнал (код)

0-сигнал (физ.ед)

стандарт-сигнал (код)

стандарт-сигнал (физ.ед.)

GZ1 чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZ1 грубый

0-4

0 Омм

160±4

40 Омм

GZ2 чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZ2 грубый

0-4

0 Омм

32±1

40 Омм

GZ3 чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZ3 грубый

0-4

0 Омм

32±1

40 Омм

GZ4 чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZ4 грубый

0-4

0 Омм

32±1

40 Омм

GZ5 чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZ5 грубый

0-4

0 Омм

32±1

40 Омм

PZ чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

PZ грубый

0-4

0 Омм

160±4

40 Омм

GZB чувст.

0-4

0 Омм

800±16

40 Омм

GZB грубый

0-4

0 Омм

32±1

40 Омм

0-4

0 Омм

400±8

2 Омм

LLU

0-4

0 мВ

390-430

2 В

LLI

0-4

0 мА

390-430

5 мА

RAD1

0-4

0 мм

1280-1632

200 мм

RAD2

0-4

0 мм

1280-1632

200 мм

RAD3

0-4

0 мм

1280-1632

200 мм

RAD4

0-4

0 мм

1280-1632

200 мм

I (ток АЦП)

3500-3700

ZERO (0 АЦП)

0-4

Питание на скважинный прибор ЭК-1 подается при полном погружении его в раствор. Управление двигателем каверномера можно осуществлять на поверхности.

Запрещен спуск прибора в скважину с открытыми рычагами каверномера.

Сопротивление между первой жилой и оплеткой кабеля должно быть около 150 Ом при замкнутых концевых выключателях профилемера или бесконечно большим - при разомкнутых. Сопротивление между второй и третьей жилами должно быть около 200 Ом.

Схема зонда ЭК-1 приведена на рис. 6.

Рис.6 Схема зонда ЭК-1

Таблица №2

Пояснения к рис.6

Зонд

Электрод

Контакт

1 жила

2 жила

3 жила

ОК

Удален. эл-д.

N уд.

N0.5M2.0A

Резистив.

Токовый эл-д.

Резистив.

A0.4M0.1N

A1.0M0.1N

A2.0M0.5N

A4.0M0.5N

A0.5M6.0N

A8.0M1.0N

A0.5M6.0N

Диаметр прибора - 90 мм;

Длина прибора без каверномера - 25,79 м;

Длина прибора с каверномером - 28,00 м;

Масса электронного блока - 80 кг;

Масса электромеханического блока - 50 кг;

Общая масса (с зондом БКЗ) - 210 кг.

3. Боковое каротажное зондирование (БКЗ).

Физические основы метода.

БКЗ, как один из методов кажущегося сопротивления (КС), основан на изучении искусственного электрического поля в горных породах. Кажущееся сопротивление пород определяется по измеренной разности потенциалов между приемными электродами зондовой установки (электродами M и N), созданной источником тока (электрод А).

Метод бокового каротажного зондирования состоит в измерении кажущегося сопротивления пластов по разрезу скважины набором однотипных зондов разной длины. Зонды разного размера, имея неодинаковый радиус исследования, фиксируют величину кажущегося сопротивления, обусловленную различными объемами проводящих сред. Показания малого зонда определяются главным образом удельным сопротивлением ближайшего к нему участка среды, т.е. скважинного и примыкающего к ней частью пласта. На кажущееся сопротивление, замеренное большим зондом, основное влияние оказывает удельное сопротивление удаленных от зонда участков среды. Кажущееся удельное сопротивление пласта, измеренное обычным зондом, отличается от истинного значения тем, что на его величину также оказывают влияние скважина (ее диаметр и удельное сопротивление промывочной жидкости), зона проникновения фильтрата промывочной жидкости (ее диаметр и удельное сопротивление), вмещающие пласт среды (удельные сопротивления покрывающих и подстилающих пород); кроме того, оно зависит от отношения длины зонда к мощности пласта и типа зонда. При интерпретации данных БКЗ исключается влияние перечисленных факторов и определяется истинное сопротивление пласта. Обрабатывают материалы БКЗ путем сопоставления их с расчетными данными. На основании теоретических формул построены палетки БКЗ для определения истинного удельного сопротивления пластов при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости (двухслойные палетки) и при его наличии (трехслойные палетки).

В качестве зондов БКЗ обычно используют набор последовательных градиент-зондов, т.е. непарный токовый электрод А расположен выше парных приемных электродов M и N, причем АМ >>MN.

Для интерпретации данных БКЗ необходимо знать сопротивление промывочной жидкости и диаметр скважины.

Для получения сопоставимых данных все измерения в скважинах одного и того же района проводят одинаковыми зондами, называемыми для данного района стандартными.

Оценка качества.

Некачественный материал БКЗ выявляется по следующим признакам:

- отсутствие повторяемости кривых в сравнении с контрольной записью (допуск 10%);

- незакономерные колебания и скачки регистрируемого параметра;

- отличие значений нуль- и стандарт-сигнала после каротажа от значений, записанных перед каротажем более чем на 2%;

- отличие от нуля показаний при нахождении зонда в колонне;

- нулевые показания зондов в открытом стволе;

- отличие значений от обычно наблюдаемых против пластов с выдерживающимися по району свойствами. Например, значения КС против Кошайских глин, расположенных примерно на глубине 1700 - 1800 м(по вертикали) и выделяемых по каверне и низким значениям КС, составляют ~2.5 Ом*м. (см.рис. 7).

Рис.7. Пример записи диаграммы БКЗ

Качество зондов также можно оценить по записи перед входом в кондуктор. Показания зондов здесь также низкие (~3.0 Ом*м) и равны друг другу (см.рис.8).

Рис.8 Пример записи диаграммы БКЗ

Качество материалов БКЗ удобно оценивать, сравнивая зарегистрированные показания зондов против плотных (не размытых) глин с расчетными данными. Для этого используют палетку БКЗ-1, на которую наносят фактические данные (см. рис.8).

Рис.9 Палетка БКЗ

Допустимые отклонения показаний зондов от расчетных: 10% - для зонда A0.4M0.1N, 20% для остальных зондов.

Для проведения БКЗ используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1 (см. БК);

- АБКТ;

- К3;

- Э-1.

4. Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС).

Физические основы метода.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации основан на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах, образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела скважина - порода и между пластами различной литологии. В используемой аппаратуре реализован следующий метод измерения потенциалов самопроизвольной поляризации. Имеются два измерительных электрода - M и N. Электрод M помещается в скважину и перемещается вдоль ее оси, электрод N располагается неподвижно на поверхности вблизи устья скважины. Регистрируется разность потенциалов, возникающая между электродами. В аппаратуре ЭК-1 каротаж ПС осуществляется путем измерения по гальванической цепи потенциала токового электрода зондовой установки БКЗ относительно удаленного электрода на поверхности.

Иногда, особенно при наличии электрических помех, запись ПС ведется способом градиента потенциала. В этом случае оба приемных электрода M и N передвигаются по скважине, а расстояние между ними остается постоянным (1 - 2 м).

Рис. 10.

А - Схема каротажа ПС. 1 - блок-баланс, 2 - регистратор, 3 - наземный электрод, 4 - лебедка с коллектором,

Б - диаграмма естественных потенциалов по стволу скважины: I (почва) и III (известняки) - пласты со слабой электрохимической активностью, II (суглинки) и V (глины) - пласты с положительными аномалиями ПС, IV - пласт с отрицательной аномалией ПС, характерной для проницаемых слоев

В результате работ получаются графики естественных потенциалов, измеряемые в милливольтах. По аномалиям на диаграммах ПС выделяются пласты с разной электрохимической активностью. Однозначная литологическая интерпретация диаграмм ПС затруднена, т.к. естественное электрическое поле зависит от многих факторов. Чаще всего против глинистых пород наблюдаются положительные аномалии потенциала ПС, а около пористых проницаемых пластов - отрицательные. Интенсивными аномалиями положительного и отрицательного знака выделяются сульфидные залежи, пласты антрацита, графита. Слабыми аномалиями (единицы милливольт) отличаются массивные, плотные, плохо проницаемые песчаники, известняки, вулканические породы.

Скважинные исследования методом ПС служат для расчленения геологических разрезов и корреляции по соседним скважинам отдельных пластов, выявления плохо проницаемых сланцев, глин и хорошо проницаемых песков, пористых известняков, выделения сульфидных, полиметаллических руд, угля, графита, оценки пористости и проницаемости пород.

Кривые ПС не имеют нулевой линии. На диаграммах кривых ПС могут быть нанесены условные “нулевые” линии - линия глин и линия песчаников. Линия глин проводится по максимальным значениям ПС против мощных однородных глинистых пластов. От уровня линии глин отсчитывается величина ПС.

Оценка качества.

Погрешность измерений ПС не должна превышать 5 % от регистрируемой амплитуды. Искажения кривой ПС из-за намагниченности лебедки, гальванокоррозии, блуждающих токов, перематывания кабеля не должны выходить за предел этой погрешности.

Сползание “линии глин” на кривой ПС, вызванное поляризацией электродов, не должно превышать 10 мВ на 100 м..

Для проведения ПС используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1 (см. БК).

5. Резистивиметрия.

Физические основы метода.

Под резистивиметрией понимается определение сопротивления бурового раствора или воды в скважине. Работы проводят резистивиметром, который представляет собой зонд малых размеров, помещенный в трубку из изолятора. При перемещении зонда по скважине внутри трубки свободно проходит жидкость, заполняющая скважину, а влияние окружающих пород исключается стенками трубки. Регистрация проводится так же, как и в методе КС. Коэффициент резистивиметра определяется путем его эталонировки в жидкости с известным сопротивлением.

Данные о сопротивлении бурового раствора или воды в скважине используются для обработки каротажных диаграмм (особенно при БКЗ) и для выявления мест подтока подземных вод разной минерализации. Кроме того, резистивиметрия применяется для изучения скоростей фильтрации подземных вод.

Оценка качества.

Допустимая погрешность измерения сопротивления промывочной жидкости 20%, оценивается в сравнении с показаниями поверхностного резистивиметра, либо с теоретическими данными (по палетке БКЗ).

В нормальных условиях (при отсутствии “работающих” пластов) сопротивление промывочной жидкости плавно увеличивается с уменьшением глубины (с уменьшением температуры). Удельное сопротивление стандартного глинистого раствора с плотностью порядка 1.10 - 1.20 г/см³ на глубине 1700 м примерно равно 2.5 Ом*м, на глубине 2500 м - примерно 1.5 Ом*м.

Для проведения резистивиметрии используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1 (см. БК).

6. Индукционный каротаж (ИК).

Индукционный каротаж относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в интервалах стандартного каротажа, по всему открытому стволу (перекрывая предыдущие замеры ИК по открытому стволу).

Физические основы метода.

Сущность метода заключается в следующем. При проведении индукционного каротажа (ИК) изучается удельная электрическая проводимость горных пород посредством индуцированных (наведенных) токов. Для этого в скважину опускается прибор (зонд) имеющий в своем составе генераторную (Г) и измерительную (И) катушки. Расстояние между генераторной и измерительной называется длиной зонда.

При пропускании через излучающую катушку переменного тока частотой, вырабатываемого генератором, вокруг катушки и в окружающей среде создается переменное магнитное поле. Это поле создает в свою очередь в окружающей среде переменные токи (рис.11).

Рис.11

При проведение измерений в генераторной катушке с помощью переменного тока устанавливается переменное магнитное поле. Согласно закону Фарадея, в это время в горной породе возникает электромагнитные вихревые токи, которые фиксируются измерительной катушкой зонда. Величина вихревых токов возникающих в горной породе зависит от величины её удельной электропроводности.

Чем выше электропроводность среды, тем больше величина ЭДС вихревых токов. В свою очередь, магнитное поле вихревых токов индуцирует в приемной катушке скважинного прибора ЭДС, представляющую собой векторную сумму активной составляющей, совпадающей по фазе с током питания генераторной катушки, и реактивной составляющей, сдвинутой на 90 относительно питающего тока. С ростом электропроводности среды ЭДС активного сигнала увеличивается медленнее и по более сложному закону. Нарушение пропорциональности между активным сигналом и электропроводностью среды связано со взаимодействием вихревых токов. Это явление называется скин-эффектом. Чем выше частота тока и электропроводность среды, тем значительнее взаимодействие вихревых токов и, следовательно, существеннее влияние скин-эффекта на показания индукционного метода.

Для снижения влияния скважины, зоны проникновения и вмещающих пород на результаты ИК используют фокусировку электромагнитного поля. Для этого применяют многокатушечные фокусирующие зонды, которые рассматриваются как совокупность двухкатушечных зондов, образованных всеми парами генераторных и измерительных катушек зонда. Основное преимущество метода ИК состоит в том, что при его выполнении нет необходимости прямом электрическом контакте между измерительным зондом и горной породой, следовательно, ИК эффективен при изучении скважин заполненных непроводящими буровыми растворами на нефтяной основе.

Оценка качества.

Допустимая погрешность измерений проводимости - 10% от измеряемой величины.

Различие измерения “нуля в воздухе” до и после каротажа - не более 3%.

Кажущиеся удельные сопротивления плотных глин, полученные по активной и реактивной составляющим индукционного каротажа не должны различаться более чем на 10%.

Кажущееся сопротивление плотных глин по данным индукционного каротажа должно быть примерно равно показаниям зонда А8,0M1,0N БКЗ.

Кажущееся сопротивление Кошайских глин ~2-2,5 Ом*м.

Проводимость Баженовских глин составляет примерно 10-20 мСм/м.

Для пересчета проводимости, полученной по данным индукционного каротажа в сопротивление необходимо пользоваться палетками (либо формулами пересчета) составленными для конкретной аппаратуры.

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность ИК следующие:

диаграммы ИК должны быть только высокого качества;
в выявленных или уже известных перспективных интервалах запись ИК дублируется в масштабе 1:200 для сравнения этих данных с материалами ГИС, которые будут получены в дальнейшем при детальных исследованиях;
масштаб регистрации основной кривой (1:1) применяется 10 мСм/см с соотношением вспомогательных масштабов как 1:2:5, т.е. 20 мСм/см и 50 мСм/см соответственно. При записи диаграмм ИК обеспечивается линейный по электрической проводимости масштаб регистрации.

Оптимальным для разреза Западной Сибири является зонд ИК размером 1м (6Ф1).

Для проведения индукционного каротажа используются следующие скважинные приборы:

АИК-5, АИК-5М.

АИК-5, АИК-5М.

Назначение.

Аппаратура индукционного каротажа АИК-5 (АИК-5М) предназначена для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методом электромагнитного (индукционного) каротажа, с одновременной регистрацией активной (шифр параметра CILA) и реактивной (шифр параметра CILR) составляющих сигнала.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор АИК-5 рассчитан на работу в скважинах при наибольшем значении температуры окружающей среды 150°С и наибольшем гидростатическом давлении 150 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной до 7000м.

Зонд индукционного каротажа - 7И1,6.

Количество измерительных каналов - 2.

Диапазон измерений активной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости - от 5 до 300 мСм/м, диапазон измерений реактивной составляющей кажущейся удельной электрической проводимости - от 10 до 600 мСм/м. С учетом затухания сигнала на высоких частотах (скин-эффекта) это соответствует диапазону удельной электрической проводимости горных пород по активной составляющей от 5 до 1000 мСм/м, по реактивной составляющей от 60 до 2000 мСм/м.

Рабочая частота генератора скважинного прибора - (160 1,0) кГц.

Питание скважинной аппаратуры осуществляется от стабилизированного источника тока постоянным током силой (90 3) мА (при работе с наземным пультом АИК-5 сила тока (150 5) мА).

Длина скважинного прибора - 3500 мм.

Диаметр АИК-5 - 90 мм.

Диаметр АИК-5М - 75 мм.

Масса - 60 кг.

Пересчет значений удельной электрической проводимости, полученной по результатам измерений, в удельное электрическое сопротивление производится с помощью палетки:

Рис. 12. Палетка учета влияния скин-эффекта

7. Кавернометрия. Профилеметрия.

Измерение диаметра ствола скважины относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в интервалах стандартного каротажа, по всему открытому стволу.

Кавернометрия обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (могут выделятся прослои толщиной до 0,2-0,3 м), ее показания против пласта в основном свободны от влияния вмещающих пород.

Кавернометрия обеспечивает выделение проницаемых пород по сужению диаметра ствола скважины, вследствие образования глинистой корки, которая является результатом проникновения фильтрата промывочной жидкости в проницаемые пласты.

Кавернометрия обеспечивает выделение размытых участков стволов скважин (каверны), которые являются в большинстве случаев прямыми признаками пластичных глин (покрышек), а в ряде случаев признаками порово-трещинных зон.

Физические основы метода.

В разрезе различной литологии фактический диаметр скважины не всегда является номинальным и может быть больше или меньше диаметра долота. Фактический диаметр скважины измеряется каверномером, который представляет из себя четыре рычага, прижатых к стенке скважины. По отклонениям этих рычагов можно рассчитать диаметр скважины в двух взаимно перпендикулярных плоскостях, а также ее средний диаметр.

Оценка качества.

Погрешность измерений при определении диаметра скважин не должна превышать 1,0 см.

На коллекторах обычно наблюдается уменьшение диаметра из-за глинистой корки примерно на 1-2 см.

На плотных глинах регистрируемый диаметр скважины равен диаметру долота.

Кривые отклонения рычагов каверномера (радиусы) могут иметь синусоидальную форму, обусловленную вращением прибора в скважине. При этом кривые профилей должны регистрировать реальный диаметр скважины (см.рис.13).

Рис.13. Пример записи диаграммы кавернометрии

Масштаб регистрации основной кривой КВ применяется 2 см/см с соотношением вспомогательных масштабов как 1:2:4, т.е. 4 см/см и 8 см/см, соответственно.

Замена диаграмм КВ на записи профилемером нецелесообразна ввиду сглаженности кривых профилемера и меньшей контрастности при выделении литостратиграфических границ.

Для проведения кавернометрии и профилеметрии используются следующие скважинные приборы:

- ЭК-1 (см. БК);

СКПД;
СКП-1;
ПТС-4.

СКПД-3.

Назначение.

Каверномер-профилемер скважинный СКПД-3 предназначен для одновременного измерения значений двух взаимно перпендикулярных поперечных размеров (диаметров) ствола скважины и их полусуммы (среднего диаметра) для нефтяных и газовых скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор СКПД-3 рассчитан на работу в скважинах при наибольшем значении температуры окружающей среды 180°С и наибольшем гидростатическом давлении 120 MПa.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной до 8000м.

При проведении ГИС на станции МЕГА ведется регистрация полусуммы – среднего диаметра (шифр параметра CALI) и одного диаметра (шифр параметра С2), второй диаметр (С1) рассчитывается по формуле:

C1 = (2*CALI) – C2

Диапазон измеряемых диаметров от 100 до 760 мм.

Управление измерительными рычагами многократное по команде с поверхности. Время раскрытия (закрытия) рычагов не более 2 мин.

Усилие прижатия каждого рычага к стенке скважины на менее 60 Н (при измерении диаметра 100 мм) и не более 200 Н (при измерении диаметра 760 мм).

Ток питания прибора постоянный 50±10 мА.

Масса прибора - 76 кг.

Длина прибора - 3426 мм.

Диаметр прибора - 80 мм.

ПТС-4

Назначение

Профилемер трубный скважинный ПТС-4 предназначен для исследования технического состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин методом одновременного измерения расстояний (радиусов) от оси скважинного прибора до опорных поверхностей измерительных рычагов.

Данные по аппаратуре

Аппаратура обеспечивает одновременную непрерывную регистрацию восьми параметров (радиусов) в аналоговой и цифровой формах с возможностью последующей обработки на ЭВМ.

Управление приводом рычажной системы – многократное. В состав профилемера входят скважинный прибор и наземный пульт.

Количество измерительных рычагов – 8;

Диапазон внутренних диаметров исследуемых обсадных колонн, мм – 110-340;

Погрешность измерения радиусов, мм – не более 1,2;

Диаметр скважинного прибора, мм – 100;

Температура, ^оС – 120;

Давление, Мпа – 100;

Тип кабеля – каротажный трехжильный грузонесущий длиной до 6000 м.

8. Гамма-каротаж (ГК).

Метод измерения естественной радиоактивности горных пород в разрезах относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Метод ГК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются

контрастные по естественной радиоактивности прослои мощностью 0,3-0,4 м), но показания метода ГК зависят от радиоактивности вмещающих пород и от технологии замеров.

Физические основы метода.

Сущность гамма-каротажа заключается в изучении естественной радиоактивности горных пород по стволу скважины путем регистрации интенсивности гамма-излучения, возникающего при самопроизвольном распаде радиоактивных элементов (в основном U, Th и K⁴⁰).

Гамма-каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении задач указанных в разделе «Стандартный электрический каротаж» и дополнительно к ним:

выделение высокорадиоактивных пластов-реперов;
разделение глин-покрышек по минералогическому составу;
разделение пород фундамента по составу (от основных до кислых магм), выделение кор выветривания, других контрастных по данным ГК образований;
литологическое расчленение различных типов горных пород. Интенсивность гамма-излучения зависит от содержания в породах радиоактивных элементов. Т.к. оно в разных породах различно, по данным ГК можно судить о характере горных пород.
определение глинистости горных пород. Определение коэффициента глинистости по данным гамма-метода основано на близкой к прямой зависимости этого коэффициента от естественной гамма-активности песчано-глинистых горных пород;
привязка к разрезу результатов исследования другими методами каротажа, интервалов перфорации и др. Основана на возможности проводить ГК в обсаженных скважинах.

Оценка качества.

Качество материала ГК оценивается по следующим параметрам:

предельное расхождение от рабочего эталона (в сравнении с днем градуировки) не должно превышать 10%;погрешность измерений по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 20% при радиоактивности пород до 10 мкР/ч, 15% - при радиоактивности от 10 до 20 мкР/ч и 10% - при более высоких значениях радиоактивности;

Основные методологичесие требования к диаграммам ГК:

диаграммы ГК должны быть высокого качества;
параметры регистрации диаграмм ГК (скорость записи, стабильность работы канала ГК, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по естественной радиоактивности по всему диапазону ее значений;
скорость регистрации диаграмм ГК должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;
масштаб регистрации ГК 0,75 мкР/час/см при соотношении последующих масштабов как 1:2:5:25, т.е. соответственно 1,5:3,75:18,75 мкР/час/см;
диаграмма ГК должна записываться всегда одновременно с записью диаграмм НКТ.

Метод ГК реализован в следующей аппаратуре:

- СРК;

- РКС.

СРК-01.

Назначение.

Прибор СРК предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым и надтепловым нейтронам (2ННК_Т и 2ННК_НТ), нейтронного гамма-каротажа (НГК) и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород.

В ПГО ТПГ аппаратуру СРК используют для работы в режимах 2ННК_Ти ГК.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах диаметром 110-350 мм, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH - до 20%, нефти - до 10% и pH до 10, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 °С и гидростатического давления 120 МПа.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

- источника быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний- бериллиевым типа ИБН8-5 с потоком нейтронов от 5x10⁶ до 1x10⁷ с^-1;

- кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

Диапазон измерений мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, обеспечиваемый скважинным прибором, от 1.4 до 251.4 мкР/час.

Диапазон измерений водонасыщенной пористости (водородосодержания), обеспечиваемый скважинным прибором, от 1 до 40%.

Регистрация гамма-излучения (шифр параметра GR) осуществляется блоком детектирования, содержащим два детектора NaI(Tl) размерами 40x80 мм типа СДН.16.40.80. и два фотоэлектронных умножителя ФЭУ-74А.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком детектирования, который содержит два гелиевых счетчика тепловых нейтронов типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННК_{Т МЗ}и ННК_{Т БЗ}).

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

- для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN)- 258 ± 5 мм;

- для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN)- 508 ±5 мм.

Схема зондовых установок прибора СРК-01 приведена на рис.14.

Рис.14. Схема зондовых установок прибора СРК-01

Водородосодержание рассчитывается по формулам:

, (1)

, (2)

, (3)

где , , - водородосодержание по данным ННК_МЗ, ННК_БЗ и их отношению соответственно, %;

, - скорость счета по каналам ННК_МЗи ННК_БЗ соответственно, у.е.;

Электрическое сопротивление между 1 и 2 жилами должно быть практически равным удвоенному электрическому сопротивлению жилы кабеля. 3 жила в аппаратуре СРК не используется.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 95 мА. При этом напряжение питания на входе скважинного прибора не более 26 В.

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Импульсы ННК_МЗи ННК_БЗпередаются как разнополярные между 1 и 2 жилой, импульсы ГК - между ОК и 1 или 2 жилой кабеля.

Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

Масса скважинного прибора - не более 80 кг.

РКС-3М.

Назначение.

Прибор РКС-3М предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин методами двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННКт), и гамма-каротажа (ГК), по данным которых определяется водонасыщенная пористость (водородосодержание) и мощность экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород. Прибор также имеет датчик локатора муфт (ЛМ).

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор эксплуатируется с использованием:

- кабеля типа КГ3-60-180 длиной до 7000м.

Расстояние между центром источника нейтронов и ближними к нему торцами счетчиков СНМ-56:

- для зонда ННК_{Т МЗ} (шифр параметра RNTN) - 258 мм;

- для зонда ННК_{Т БЗ} (шифр параметра RFTN) - 508 мм.

Схема зондовых установок прибора РКС-3М приведена на рис.15.

Рис.15 Схема зондовых установок прибора РКС-3М

Водородосодержание рассчитывается по формуле:

, (4)

где K_п- водородосодержание, %;

I_m_,I_b, - скорость счета по каналам ННК_МЗи ННК_БЗ соответственно, у.е.;

A, E₀- коэффициенты, определяемые при базовой калибровке.

Сигнал локатора муфт (шифр параметра CCL) передается по 3-й жиле кабеля относительно ОК в аналоговой форме.

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 50 В в режиме стабилизации напряжения .

Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3В, длительность выходных импульсов на уровне 0.5 их амплитуды не более 80 мкс.

Длина скважинного прибора - не более 2.91 м.

Диаметр скважинного прибора - не более 90 мм.

9. Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт).

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам дает сведения о эквивалентном водосодержании пород, относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, включая кондуктор.

Нейтрон-нейтронный каротаж в комплексе методов общих исследований применяется при решении следующих задач:

литостратиграфическое расчленение разрезов с возможностью построения детальной литостратиграфической колонки;
локальная и региональная корреляция по литологии физическим и фильтрационно-емкостным свойствам пород по всему исследованному разрезу с установлением однородных и неоднородных по строению и свойствам пород интервалов разреза;
предварительное выделение проницаемых пластов и покрышек (установление их толщин, строения по однородности);
предварительное выделение нефтегазонасыщенных пластов и оценка характера насыщения коллекторов;
предварительное выделение контактов пластовых флюидов (ВНК, ГВК, ГНК) в однородных коллекторах и прогноз фазового состояния углеводородов в пластовых условиях;
предварительное выделение эффективных нефтегазонасыщенных толщин;
контроль технического состояния ствола скважины (в открытом стволе и в колонне);
выделение пластов-реперов и опорных пластов с низкой пористостью с разделением их (совместно с ГК) по литотипам;
совместно с ГК выделение карбонатных пород, углей, зон интенсивной углефикации;
предварительное определение пористости гранулярных коллекторов;
предварительное выделение газонасыщенных участков (совместно с АК) в пластах с незначительным проникновением и высокими фильтрационно-емкостными свойствами.

Физические основы метода.

Нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам основан на облучении горных пород быстрыми нейтронами от ампульного источника и регистрации нейтронов по разрезу скважины, которые в результате взаимодействия с породообразующими элементами замедлились до тепловой энергии.

Регистрируемая интенсивность тепловых нейтронов зависит от замедляющей и поглощающей способности горной породы. Наибольшая потеря энергии нейтрона наблюдается при соударении с ядром, имеющего массу равную единице, т.е. с ядром водорода. Таким образом по данным ННК_Тможно определять водородосодержание горных пород, которое для пластов-коллекторов напрямую связано с пористостью.

При проведении измерений детектор тепловых нейтронов располагается на определенном расстоянии от источника нейтронов. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении водородосодержания горных пород, зарегистрированная интенсивность тепловых нейтронов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. Регистрация нейтронного излучения двумя зондами с разной длиной позволяет уменьшить влияние скважины на результат определения водородрсодержания горных пород. Эффект основан на разной глубинности исследования при разной длине зонда. Малый зонд ННК_{Т МЗ} несет информацию в основном о нейтронных свойствах скважины и околоскважинного пространства, тогда как на интенсивность, зарегистрированную большим зондом ННК_{Т БЗ}, большое влияние оказывают нейтронные свойства пласта. Поэтому для определения водородосодержания используют отношение скоростей счета в этих зондах.

Оценка качества.

Качество материала 2ННК_Т оценивается по следующим параметрам:

- допустимая погрешность измерения скорости счета ННК_МЗи ННК_БЗпо результатам основной и контрольной записи не должна превышать 3%;

- в случае проведения калибровки СРК на ПКУ, значения относительной погрешности измерения водородосодержания ПКУ до и после замера должны удовлетворять неравенству

, (5)

где - относительная погрешность измерения водосодержания,%;

- водородосодержание,%.

- значения ННК_МЗи ННК_БЗ в больших кавернах ~1.2 уде.

- водородосодержание против плотных глин, рассчитанное по данным ННК_МЗ, ННК_БЗи их отношению должно быть примерно одинаковым.

водородосодержание на Кошайских глинах ~ 40-50%.

Основные методологические требования к диаграммам НКТ:

диаграммы НКТ должны быть высокого качества;
параметры регистрации диаграмм НКТ (скорость записи, стабильность работы канала НКТ, время интегрирования) должны обеспечивать статистическую достаточность характеристик пластов по эквивалентному водосодержанию по всему диапазону его значений;
скорость регистрации диаграмм НКТ должна быть в соответствии со свойствами разреза и не должна превышать расчетную;
масштаб регистрации НКТ 0,4 условной единицы на 1 см при соотношении последующих масштабов как 1:2:4:8, т.е. соответственно 0,8-1,6-3,2 усл.ед./см;
диаграмма НКТ регистрируется зондом 50 см;
запись диаграмм НКТ должна проводиться всегда одновременно с записью диаграммы ГК;
замена НКТ на НГК допускается только в интервалах высоких температур при отсутствии термостойких детекторов тепловых нейтронов (масштаб регистрации НГК 0,1 усл.ед/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4, т.е. 0,2 и 0,4 усл.ед/см соответственно );
в перспективных интервалах, наряду с записями НКТ в масштабе 1:500 параллельно ведутся записи НКТ в масштабе 1:200;
при наличии аппаратуры СРК (и ее аналогов), позволяющей за один спуск-подъем регистрировать кривые двух (или более) зондов НКТ, необходимо проводить эти замеры, т.е. использовать возможности современных технических средств: этим будет повышена достоверность определения нейтронных характеристик среды и ее физических свойств (пористость, характер насыщения и др.).

Метод 2ННКт реализован в следующей аппаратуре:

- СРК;

- РКС (см. ГК).

10. Акустический каротаж (АК).

Акустический каротаж (регистрация кинематических и динамических параметров продольных и поперечных волн и их относительных параметров) относится к основным методам, проводится в открытом стволе во всех поисковых скважинах, перед спуском каждой технической или эксплуатационной колонны, по всему разрезу, исключая кондуктор.

При наличии в разрезе газонасыщенных пластов акустический каротаж рекомендуется проводить в интервалах каждого стандартного каротажа, т.е. в условиях, когда зоны проникновения еще не достигают критических для АК значений.

Метод АК обеспечивает высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по кинематическим и по динамическим параметрам прослои 0,4-0,6м).

На показания АК практически не влияют диаметр скважины, наличие и свойства глинистой корки, тип и характеристики промывочной жидкости, свойства вмещающих пород, температура в интервалах замеров, что переводит АК в разряд эффективных методов с минимальным числом поправок при определении пористости.

Физические основы метода.

Акустический каротаж основан на возбуждении в жидкости, заполняющей скважину, импульса упругих колебаний и регистрации волн, прошедших через горные породы, на заданном расстоянии от излучателя в одной или нескольких точках на оси скважины. Возбуждение и регистрация упругих волн при АК осуществляется с помощью электроакустических преобразователей.

При воздействии на элементарный объем породы с помощью ультразвуковой волны (10-75 кГц) происходит деформация частиц породы и их перемещение. Во всех направлениях от точки приложения возбуждающей силы изменяется первоначальное состояние среды.

Процесс последовательного распространения деформации называется упругой волной. Различают продольные и поперечные волны. Продольные волны связаны с деформациями объема твердой или жидкой среды, а поперечные с деформациями только твердой среды.

Продольная волна представляет собой перемещение зон сжатия и растяжения вдоль луча, а поперечная - перемещение зон скольжения слоев относительно друг друга в направлении перпендикулярном лучу. Продольные волны распространяются в 1,5 -10 раз быстрее поперечных.

Упругие свойства горных пород, а значит и скорости распространения упругих волн в них обусловлены их минеральным составом, пористостью и формой порового пространства и, таким образом, тесно связаны с литологическими и петрофизическими свойствами.

Скорость распространения упругих волн в различных средах следующая:

воздух - 300-500 м/с,
метан - 430 м/с,
нефть - 1300 м/с,
вода пресная - 1470 м/с,
вода минерализованная - 1600 м/с,
глина - 1200-2500 м/с,
песчаник плотный - 3000-6000 м/с,
цемент - 3500 м/с,
сталь - 5400 м/с.

Кроме того, различные породы по разному ослабляют энергию наблюдаемой волны по мере удаления от источника возбуждения упругих волн. Чем выше газонасыщенность, глинистость, трещиноватость и кавернозность пород, тем больше затухание колебаний.

Для измерения параметров распространения упругих колебаний используется акустический зонд. В качестве основного используется трехэлементный зонд, состоящий из двух излучателей и приемника (рис.16). Каждый из излучателей и приемник образуют двухэлементный зонд.

Рис.16 Схема СПАК-6

В процессе регистрации волновых картин выделяются следующие параметры (см. рис. 17):

- T1 время пробега головной волны от ближнего излучателя (время первого вступления продольной волны 1 зонда);

- T2 время пробега головной волны от дальнего излучателя (время первого вступления продольной волны 2 зонда);

- A1 амплитуда первого вступления волны от ближнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала);

- A2 амплитуда первого вступления волны от дальнего излучателя (максимальная амплитуда сигнала, поступающего от ближнего излучателя в интервале стробирования ~140 мкс, начинающегося в момент фиксации сигнала).

На основе этих данных рассчитываются:

-  Т - интервальное время пробега продольной волны:  Т= (Т2-Т1) / S ;

 - кажущийся коэффициент поглощения продольной волны:  =20(1/S) lg(A1/A2);

В каждое из времён Т1 и Т2 входит двойное время пробега волны по раствору. В разности (Т2-Т1) это время исключается (то есть исключается влияние скважины) и (Т2-Т1) соответствует пробегу волны в интервале между излучателями (база зонда S) по прямой. Время (Т2-Т1), отнесенное к пробегу волны на расстояние в 1м, называют интервальным временем  Т (измеряется в мкс/м).

Рис.17

При акустических исследованиях может также применяться зонд состоящий из одного излучателя и двух приёмников (рис.18).

При акустическом каротаже возбуждение упругих колебаний частотой 10 - 20 кГц и 20 кГц - 2 Мгц производится с помощью магнитострикционных (или иных) излучателей.

Упругие колебания измеряют с помощью двух пьезоэлектрических сейсмоприемников, расположенных по одной линии на расстояниях 0,5 - 2 м друг от друга и от излучателя.

Между излучателем и ближайшим приемником устанавливается звукоизолятор, например, из резины, препятствующий передаче упругих колебаний по зонду. Все перечисленные приборы вместе с электронным усилителем принятых колебаний размещаются в скважинном снаряде акустического каротажа. Остальная аппаратура располагается в каротажной станции.

Акустический каротаж выполняется как в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, так и в обсаженных скважинах. Радиус исследования пород от оси скважины не превышает 0,5 - 1 м.

Рис. 18. Схема аппаратуры акустического каротажа:

а - скважинный снаряд; б - кабель; в - наземная аппаратура; 1 - излучатель; 2 - генератор акустических колебаний; 3 - акустический изолятор; 4 - приемники; 5 - электронный усилитель; 6 - блок-баланс; 7 - усилитель; 8 - регистратор; 9 - блок питания

Наиболее простой способ акустических исследований - каротаж скорости, когда автоматически регистрируется кривая изменения времени пробега прямой или головной волны между двумя приемниками. Поскольку расстояние между приемниками постоянно, то кривая времени является фактически обратным графиком изменения скорости. При каротаже по затуханию измеряется амплитуда упругой волны и ослабление сигнала между двумя приемниками.

Скорость распространения упругих волн зависит от упругих модулей пород, их литологического состава, плотности и пористости, а величина затухания - от характера заполнителя пор, текстуры и структуры породы (рис. 19). На акустических диаграммах высокими значениями скоростей распространения упругих волн выделяются плотные породы - магматические, метаморфические, скальные, осадочные. В рыхлых песках и песчаниках скорость тем ниже, чем больше пористость. Наибольшее затухание (наименьшая амплитуда сигнала) наблюдается в породах, заполненных газом, меньше затухание в породах нефтенасыщенных, еще меньше - у водонасыщенных.

Рис. 19. Общий вид диаграммы скорости (а) и амплитуды (б) при акустическом каротаже: 1 - породы средней пористости, сухие; 2 - породы средней пористости, влажные; 3 - породы высокой пористости; 4 - породы низкой пористости, плотные

Акустический метод применяется для расчленения разрезов скважин по плотности, пористости, коллекторным свойствам, а также для выявления границ газ - нефть, нефть - вода и определения состава насыщающего породы флюида. Кроме того, по данным этого метода можно судить о техническом состоянии скважин и, в частности, о качестве цементации обсадных колонн.

Оценка качества.

В незацементированной колонне отношение амплитуд А1/А2 должно находится в пределах 1-1,1. Отклонение от этого соотношения свидетельствует о неидентичности одноименных элементов зонда.

Интервальное время в свободной незацементированной колонне должно составлять

183 ±5 мкс/м.

Погрешность измерений оценивают по результатам повторных замеров. При неизменных геолого-технических условиях разность показаний при первом и повторном замерах для каналов dТ и w не должно превышать удвоенной предельной погрешности аппаратуры, указываемой в ТО на нее (например для СПАК-6 dТ- 3%, w - 4 дб ).

Пористость полученная по данным АК должна соответствовать данным, полученным другими методами (ННКт, ГГКп). Проконтролировать изменение dТ с глубиной можно по палетке (см.рис.20).

Рис.20. Палетка акустического каротажа

Основные методологические требования к диаграммам АК:

диаграммы должны быть высокого качества;
параметры регистрации диаграмм АК (скорость записи, стабильность каналов) должны быть в соответствии со свойствами разреза и обеспечивать качество по всему диапазону изменений измеряемых параметров;
кинематические параметры (Т1+Т2+∆T) должны регистрироваться одновременно, также как и динамические (A1+A2+lg A1/A2).
Во всех выявленных или уже известных перспективных интервалах параллельно записи АК в масштабе глубин 1:500 проводятся записи тех же параметров в масштабе глубин 1:200.

Акустический каротаж реализован на аппаратуре СПАК-6.

СПАК-6.

Назначение.

Аппаратура акустического каротажа СПАК-6 предназначена для измерения и регистрации кинематических и динамических характеристик упругих волн в нефтяных и газовых скважинах.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин диаметром от 140 до 400 мм с температурой до 115 С, с гидростатическим давлением до 100 МПа, в водной промывочной жидкости.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5500м.

Формула зонда И₂ 0,4 И₁ 1,2 П. Схема прибора изображена на рис.16.

Частота излучаемых колебаний - 25 кГц.

Передача информационного сигнала на наземный измерительный пульт осуществляется по первой и второй жилам кабеля. Передача напряжения частоты 400 Гц для питания скважинного прибора осуществляется по средней точке цепи, образованной первой и второй жилами кабеля, согласующим трансформатором скважинного прибора и броней кабеля. По третьей жиле и броне кабеля осуществляется передача в скважинный прибор пусковых импульсов и постоянного напряжения для управления переключателем усиления, а также передача синхроимпульсов скважинного прибора.

Диапазон измерений интервального времени Т от 140 до 600 мкс/м. Диапазон измерений декремента затухания не менее 30 дБ/м.

Сопротивление первой и сопротивление второй жилы кабеля по отношению к оплетке кабеля должны быть равны между собой и примерно соответствовать сопротивлению одной жилы на данной длине кабеля. Сопротивление первой жилы кабеля по отношению ко второй жиле должно быть равно сопротивлению двух жил кабеля. Сопротивление третьей жилы кабеля по отношению к корпусу должно быть порядка 3,5 кОм.

Габаритные размеры:

- длина - не более 3527 мм;

- диаметр без центраторов - не более 90,3 мм

- диаметр с центраторами в свободном состоянии - не более 500 мм;

- диаметр с центраторами при предельной деформации полозьев - не более 126 мм.

Масса без центраторов - 75 кг.

11. Инклинометрия

Измерение угла наклона ствола скважины и азимута наклона (инклинометрия) относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, одновременно со стандартным каротажем и в интервалах стандартного каротажа.

По ряду геологических, технологических причин проектируемые вертикальные и наклонно направленные скважины отклоняются от намеченного проектом направления. В искривленных скважинах обычно отмечаются следующие закономерности:

а) при очень пологом залегании пластов (угол падения до 8^о) не наблюдается каких-либо преимущественных направлений искривления;

б) при углах падения пластов в пределах 8-45^о преобладает направление отклонения от вертикали вверх по восстанию пластов; ствол скважины стремиться занять положение, перпендикулярное к плоскости напластования; векторы смещения забоев направлены в области сводов положительных структур;

в) при углах падения пластов более 60^о преобладают направления отклонения вниз по падению пластов; ось скважины стремиться занять положение, параллельное плоскостям напластования.

Положение оси скважины в пространстве на какой-либо глубине определяет зенитный угол δ - угол между вертикалью и касательной к оси скважины в данной точке и дирекционный угол α - угол, отсчитываемый по ходу часовой стрелки между направлением на геологический север и касательной к горизонтальной проекции оси скважины.

Направление касательной выбирается в сторону увеличения глубин скважины.

Вместо дирекционного угла часто используют получаемый непосредственно при измерениях магнитный азимут искривления φ. Дирекционный угол отличается от магнитного азимута на величину γ±D,

т.е. α = φ + γ ± D,

где γ - угол сближения (угол между меридианами осевым и в данной точке), D – магнитное склонение (восточное со знаком +, западное со знаком -).

Измерения поточечные, через 25 м, с 10% контрольных точек с перекрытием 3-5 точек по ранее исследованному интервалу.

При углах наклона свыше 10 градусов шаг измерений уменьшается до 10-15 м с увеличением контрольных замеров до 40-50%, обеспечивается высокое качество измерений угла и азимута наклона ствола скважины.

Инклинометрия реализуется на следующей аппаратуре:

- ИМММ.

ИМММ.

Назначение.

Инклинометр ИМММ 73 –120/60 (инклинометр магнитометрический многоточечный) предназначен для технологических измерений азимута и зенитного угла скважин, с выводом результатов измерений на цифровое табло и на внешнюю систему записи и обработки данных инклинометрии, которая автоматически вносит поправки и рассчитывает траекторию скважины.

Область применения – эксплуатационные бурящиеся необсаженные скважины на нефть и газ глубиной до 5000 м. для измерения азимута и зенитного угла, а также обсаженные скважины с диаметром обсадных колонн 125 мм и более только для измерения зенитного угла скважины.

Кроме того, инклинометр позволяет производить технологические измерения азимута и зенитного угла в колонне бурового инструмента с наружным диаметром 127 мм и более, содержащей в нижней части около турбобура трех легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) по ГОСТ 23786-79. Измерения проводятся на расстоянии не менее 15 м от стальной колонны и турбобура, а также не менее 3 м от стального замкового соединения ЛБТ.

На рисунке приведена блок-схема, поясняющая состав инклинометра и связь наземного прибора со скважинным.

Рис. 21

Наземный прибор устанавливается в подъемнике или в каротажной станции, скважинный прибор под собственным весом спускается на каротажном кабеле в скважину. Скважинный прибор состоит из электронного блока, блока датчиков и наконечника. Наконечник применяется для увеличения длины и веса скважинного прибора при большой кавернозности скважины и плохой проходимости прибора. Скважинный прибор служит для измерения азимута и зенитного угла скважины, а также локации стальных замковых соединений. Измеренный параметр в коде передается по кабелю в наземный прибор.

Наземный прибор используется для приема и индикации на световом табло измеренной информации, управлением режимом измерения, а также питания скважинного прибора. Схематично вид измерительной панели наземного прибора показан на рисунке.

Рис.22

В наземном приборе переключателем S1, имеющим 6 положений, устанавливается номинальный ток питания (200мА) скважинного прибора, контролируемый по амперметру А. Тумблер S2 меняет полярность напряжения на клеммах ЦЖК и ОК скважинного прибора - переводится в положение измеряемого параметра, азимута или зенитного угла. Переключение этого тумблера является командой начала измерения. После окончания цикла измерения, скважинным прибором производится передача результата в наземный прибор, измеряемый параметр преобразуется в двоично-десятичный код и на цифровое табло выводится принятая информация. Этот же результат поступает на выход для регистрации внешними устройствами.

При измерениях в колонне ЛБТ выполняется локация муфт стальных замковых соединений. Для этого тумблер режима работы устанавливается в положение «азимут» и при прохождения скважинного прибора в зоне искаженного стальными замками магнитного поля со скважинного прибора поступает сигнал. Наземный прибор, приняв этот сигнал, формирует световое и звуковое подтверждение.

Данные по аппаратуре.

Диапазон рабочих температур от -10 до 120  С. Наибольшее гидростатическое давление 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5000 м.

Диапазон измерения азимута 0 - 360 С, диапазон измерения угла 0 - 100 С.

Пределы допускаемой основной погрешности:

- при измерении азимута в диапазоне зенитных углов от 3 до 100 -  1;

- при измерении зенитного угла -  15’.

Ток питания прибора (200 20) мА.

Диаметр прибора ИМММ - 73 мм.

Длина - 2710 мм.

Масса - 25 кг.

12. Плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКп).

Метод ГГКп относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

ГГКп в комплексе методов ГИС имеет высокую геологическую эффективность и применяется для определения объемной плотности среды, пористости, литологического расчленения разреза, выделение пластов с аномально низкой объемной плотностью.

ГГКп решает следующие геофизические задачи:

проводится детальное сплошное расчленение разреза по электронной плотности, которая тесно связана с объемной плотностью породы и эквивалентна ей после внесения поправок за эквивалентный номер и атомную массу породы;
обеспечивается высокое вертикальное расчленение разреза (выделяются контрастные по объемной плотности прослои, начиная с мощности 0,4-0,6 м и больше);
обеспечивается определение объемной плотности слоя породы толщиной 7-15 см вглубь пласта (с увеличением плотности среды глубинность ГГКп уменьшается, и наоборот).

ГГКп необходим для решения следующих геологических задач:

литостратиграфическое расчленение разреза (в сочетании с комплексом ГИС);
в неглинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость (отдельно по ГГКп, или в сочетании с АК, НКТ) при промывочной жидкости любого состава;
в глинистых терригенных и карбонатных коллекторах определяется пористость только по комплексу методов ГГКп, АК, НКТ, ГК, также при промывочной жидкости любого состава (пресная, минерализованная);
оценка общей пористости в коллекторах со сложной структурой порового пространства с привлечением АК, НКТ, ГК;
выделение газонасыщенных интервалов (в комплексе методов ГИС) в пластах без проникновения и с высокими фильтрационно-емкостными свойствами;
выделение зон разуплотнений, других деформаций различного генезиса, интервалов с изменением эффективного давления (как разность горного и пластового давления), приводящего к разуплотнению пород, в том числе участков с аномально высокими пластовыми и внутрипоровыми давлениями;
выделение углей, зон интенсивной углефикации, карбонатных пород, пластов-реперов, опорных пластов.

Физические основы метода.

Метод плотностного гамма-гамма каротажа основан на измерении интенсивности искусственного гамма-излучения, рассеянного породообразующими элементами в процессе их облучения потоком гамма-квантов.

Основными процессами взаимодействия гамма-квантов с породой являются фотоэлектрическое поглощение, комптоновское рассеяние и образование электронно-позитронных пар. В методах рассеянного гамма-излучения в основном имеют место фотоэлектрическое поглощение и комптоновское рассеяние гамма-квантов породой. В зависимости от энергии гамма-квантов и вещественного состава горной породы преобладает тот или иной процесс их взаимодействия.

При взаимодействии с горной породой жестких гамма-квантов с энергией больше 0,5 МэВ в начальный момент основную роль играет комптоновское рассеяние, в результате которого жесткое гамма-излучение, потеряв значительную часть своей энергии, переходит в мягкое гамма-излучение. В дальнейшем основную роль играет фотоэлектрическое поглощение гамма-квантов. Вероятность комптоновского рассеяния в конечном счете находится в прямо пропорциональной зависимости от плотности горной породы, а вероятность фотоэлектрического поглощения - от ее вещественного состава и особенно от содержания тяжелых элементов. Таким образом, если горную породу облучить гамма-квантами не ниже 0,5 МэВ и установить энергетический порог дискриминации, обрезающий мягкую компоненту, то по результатам измерений ГГКп можно установить плотность породы.

В качестве источника гамма-излучения обычно используется Cs¹³⁷ с энергией 0,66 МэВ, а мягкая компонента излучения поглощается экранами из свинца и кадмия. При проведении измерений детектор гамма-излучения располагается на определенном расстоянии от источника. Расстояние от источника до детектора выбирается таким, что при увеличении плотности горных пород, зарегистрированная интенсивность гамма-квантов уменьшается, т.е. зонд является заинверсионным. С целью уменьшения влияния скважинных условий на результаты ГГКп (диаметра скважины и слоя бурового раствора) применяют устройства, прижимающие зонд к стенке скважины стороной, на которой смонированы коллимационные окна для источника и детекторов. Наличие двух зондов ГГКп разной длины позволяет максимально снизить влияние глинистой корки на регистрируемую плотность горных пород.

Определенную погрешность в измерения ГГКп вносит естественная радиоактивность горных пород, поэтому при расчете плотности необходимо вносить поправку, основываясь на данных гамма-каротажа.

По данным плотностного каротажа можно рассчитать коэффициент пористости породы Кп(%), который связан с плотностью соотношением:

где σ - объемная плотность породы, кг/куб.м;

σ_м- плотность минерального скелета, кг/куб.м;

σ_ж- плотность жидкости, заполняющей поровое пространство, кг/куб.м.

Оценка качества.

Качество материала ГГКп оценивается по следующим параметрам:

- допустимая абсолютная погрешность измерения плотности по результатам основной и контрольной записи не должна превышать 0,05 г/см³;

- разница значений плотности ПКУ до и после измерений по усредненным показаниям должна быть не более 0,03 г/см³;

- пористость, полученная по данным ГГКп должна биться с данными других методов (ННКт, АК). Пористость по данным ГГКп можно с достаточной точностью рассчитать по формуле:

где -σ объемная плотность породы, кг/куб.м;

Методические приемы, повышающие эффективность ГГКп, следующие:

диаграммы должны быть только высокого качества;
параметры регистрации диаграмм ГГКп (скорость записи, стабильность работы каналов ГГКп, масштабы регистрации, метрологические поверки и др.) должны обеспечивать высокое качество записей по всему диапазону значений плотности, который определяется техническими возможностями аппаратуры ГГКп;
измерения следует проводить при минимальных толщинах глинистой корки;
исключать влияния промывочной жидкости качественным прижатием прибора к стенке скважины;
пористость определять с учетом возможных изменений минералогической плотности скелета породы, плотности флюида в порах того слоя пласта, который захватывается измерением радиальной характеристики аппаратуры ГГКп;
во всех случаях определения Кп предпочтительнее проводить по комплексу методов (ГГКп, АК, НКТ, ГК и др.);
при отсутствии проникновения в пласт, высоким газонасыщении ближней зоны по ГГКп с привлечением НКТ возможны выделения интервалов газонасыщения, которое занижает Кп по НКТ, завышает Кп по ГГКп и этот развал значений Кп должен использоваться как значащий признак газонасыщения.

Плотностной гамма-гамма-каротаж проводится аппаратурой СГП2

СГП2.

Назначение.

Аппаратура СГП2 предназначена для измерения объемной плотности горных в скважинах диаметром от 160 до 320 мм.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 7500 м;

- источником гамма-излучения Cs¹³⁷ активностью (1.28±0.33)x10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95 ±1.55)x10^-9 А/кг.

Диапазон измерения объемной плотности горных пород от 1.7x10³ до 3.0x10³ кг/м³

Количество каналов -2: канал большого зонда (ГГКп бз) и канал малого зонда (ГГКп мз).

Диапазон рабочих температур скважинного прибора от - 10 до 200 ^оС, рабочее гидростатическое давление - до 120 МПа.

В качестве детекторов используются кристаллы NaI(Tl) размерами 25x30 мм в канале малого и 25 x 40 мм в канале большого зондов ГГКп в комплекте с ФЭУ-74А. Коллимационные окна заполнены капролоном. Для регулировки спектральной чувствительности измерительной установки в коллиматоре большого зонда установлен экран из свинца.

Рис.23. Схема прибора для ГГК-П

Плотность рассчитывается по формуле:

где Iмз.эт, Iбз.эт. - значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, зарегистрированные на образце плотности с ρ = 2,59 г/см³;

Iмз, Iбз- текущие значения средних частот следования импульсов по каналам малого и большого зондов, соответственно;

Сопротивление между 1 жилой и корпусом должно быть равно 3,3 кОм плюс сопротивление кабеля и при смене подключения щупов омметра - 4,3 кОм плюс сопротивление кабеля. Сопротивление между 2 жилой и корпусом и между 3 жилой и корпусом должно равняться сопротивлению кабеля плюс 60 Ом.

Ток питания электронного блока скважинного прибора постоянный, 140±10 мА, при напряжении на входе скважинного прибора не более 20 В.

Ток, потребляемый электродвигателем прижимного устройства, должен быть 0.6±0.05 А.

Импульсы на выходе скважинного прибора имеют амплитуду не менее 3 В и длительность 45±5 мкс, причем импульсы ГГКп имеют положительную полярность, а ГГКп бз - отрицательную.

Габаритные размеры аппаратуры:

- длина не более 3560 мм;

- максимальный диаметр не более 125 мм.

Масса скважинного прибора - не более 128 кг.

13. Микробоковой каротаж (МБК). Микрокавернометрия (МКВ).

Микробоковой каротаж (МБК).

МБК и МКВ относятся к основным исследованиям, проводятся во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МБК и МКВ самостоятельно решают следующие геофизические задачи:

определение УЭС ближней зоны пласта (промытой зоны) при толщине глинистой корки менее 10-15 мм с пропорциональным снижением УЭС по мере роста толщины глинистой корки;
данные о диаметре ствола скважины с разрешением по вертикали 20-30 см.

МБК и МКВ необходимы при решении следующих геологических задач:

ориентировочные сведения о Кп по УЭС промытой зоны неглинистых терригенных коллекторов;
ориентировочные данные о коэффициенте остаточного нефтенасыщения по УЭС промытой зоны (с подтверждением по лабораторным анализам керна);
получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МКВ (наличие или отсутствие глинистой корки);
получение прямых качественных признаков на выделение коллекторов по МБК с разрешением по вертикали 20-30 см (совместно с БК); определение эффективной мощности коллектора по разнице значений УЭС нормированных диаграмм БК и МБК с разрешением по вертикали от 0,4-0,6 м и выше;
выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;
выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;
выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами.

Физические основы метода.

Сущность МБК заключается в измерении удельного сопротивления прискважинной части пласта (промытой зоны) при помощи трехэлектродной установки, состоящей из центрального электрода А₀, окружающего его измерительного электрода N и экранного электрода А_Э(см. рис.24).

Рис.24. Схема установки МБК

Электроды А₀ и А_Эимеют одинаковые потенциалы, благодаря чему ток электрода А₀ распространяется перпендикулярно к поверхности зонда и стенке скважины, расходящегося в породах на расстояние 8-10 см (радиус исследования) от поверхности “башмака” (рис.25)

Рис.25

Такая конструкция зонда существенно уменьшает искажающее влияние бурового раствора и глинистой корки и позволяет более точно в отличие от обычного микрозондирования определить кажущееся сопротивление промытой зоны. Можно считать, что глинистая корка толщиной менее 1.5 см практически не оказывает влияния на результат измерений.

Оценка качества.

- допустимая погрешность измерений МБК, определяемая по данным контрольной записи - не более 10%;

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- показания МБК против плотных глин примерно на 20% выше показаний бокового каротажа;

- расхождение показаний МБК в больших кавернах от данных МКЗ и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20% ;

Рис.26. Пример записи диаграммы МБК

МБК проводится следующей аппаратурой:

- МК-УЦ;

- МК-М.

МК-УЦ, МК-М.

Назначение.

Приборы МК-УЦ, МК-М предназначены для проведения геофизических исследований нефтяных и газовых скважин методами микрозондирования (МКЗ), бокового микрокаротажа (МБК) и измерения диаметра скважины (МКВ).

Данные по аппаратуре.

Аппаратура рассчитана на работу в скважине, заполненной водной промывочной жидкостью, диаметром от 190 до 400 мм с температурой в интервале исследований от 5 до 120 ° С, гидростатическим давлением до 100 МПа.

Аппаратура работает в комплексе с трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем типа КГ 3-60-180-1 длиной 6000м.

Регистрация данных микропотенциалзондом A0,05M (шифр параметра MNOR), микроградиентзондом A0,025M0,025N (шифр параметра MINV), трехэлектродным зондом микробокового каротажа (шифр параметра MLL3) и микрокаверномером (шифр параметра MCAL) производится в одном цикле измерений.

Диапазоны измерений кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород микропотенциал- и микроградиентзондами от 0,1 до 50 Омм. Диапазон измерений кажущегося удельного электрического сопротивления зондом МБК - от 0,5 до 800 Омм с разбивкой на два диапазона от 0,5 до 100 Омм и от 100 до 800 Омм. Диапазон измерений диаметра раскрытия рычагов (диаметра скважины) от 180 до 400 мм.

Питание прибора осуществляется от источника постоянного электрического тока (160 +20/-10)мА.

Номинальный ток двигателя прижимного устройства МК-УЦ - не более 0,5 А. При этом значение пускового тока должно быть 1 А.

Время полного раскрытия (закрытия) рычагов МК-УЦ не более 30 секунд.

Если при раскрытии или закрытии рычажной системы скважинного прибора произошла непредвиденная остановка, в результате чего рычажная система заняла какое-то промежуточное положение, продолжать движение рычагов в нужном направлении можно только после реверсирования привода в течение 5-10 секунд.

Опускать скважинный прибор можно только с закрытой рычажной системой.

Сопротивления между 1 жилой и ОК должно быть около 400 Ом или бесконечность в зависимости от подключения концов комбинированного прибора. Между 2 жилой и ОК должно быть около 10 кОм, между 3 жилой и ОК - бесконечность.

Сопротивление изоляции зондов МКЗ и МБК можно проверить при отсоединенном электронном блоке. Сопротивление изоляции должно составлять не менее:

между А₀ и корпусом - 20 МОм;

N и корпусом - 20 МОм;

А₀ и N - 20 МОм;

N и А_Э- 20 МОм;

А_Э и корпусом - 5 МОм;

Калибровка цепей измерения МК, МБК и МКВ обеспечивается с помощью режимов "Нуль-сигнал" и "Стандарт-сигнал". Значения калибровочных параметров приведены в таблице №3:

Таблица №3

Значения калибровочных параметров

№ канала

Шифр параметра

0-сигнал (код)

0-сигнал (физ.ед)

стандарт-сигнал (код)

стандарт-сигнал (физ.ед.)

MINV

0-4

0 Омм

1600-1900

25 Омм

MNOR

0-4

0 Омм

1600-1900

25 Омм

MLL3 чувст.

0-4

0 Омм

3400-3600

100 Омм

MLL3 груб.

0-4

0 Омм

340-360

100 Омм

MCAL

1300-1800

150 мм

2200-2500

400

Габаритные размеры:

МК-УЦ.

- диаметр прибора 130 мм;

- длина прибора 4,66 м;

- масса прибора 145 кг.

МК-М.

- диаметр прибора 140 мм;

- длина прибора 4,45 м;

- масса прибора 115 кг.

Микрокавернометрия (МКВ).

Физические основы метода.

Данные микрокаверномера служат для определения толщины глинистой корки. МКВ обычно проводится вместе с другими микрометодами. Датчик микрокаверномера содержит реохорд, движок которого механически связан с рычагами “башмаков” микроустановок. По их отклонению определяется диаметр скважины.

Оценка качества.

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- отличие показаний микрокаверномера в колонне от ее номинального диаметра не более 0.5 см;

- кривая МКВ должна повторять запись кавернометрии, при этом интервал глинистой корки выделяется более детально.

МКВ проводится следующей аппаратурой:

- МК-УЦ;

- МК-М (см. МБК).

14. Микрозондирование (МКЗ).

МКЗ относится к основным исследованиям, проводится во всех поисковых и разведочных скважинах, в открытом стволе, в интервалах детальных исследований, совместно с комплексом БКЗ.

МКЗ самостоятельно решает следующие геофизические задачи:

определение УЭС промывочной жидкости (по интервалам каверн) как подтверждающая информация при интерпретации комплекса БКЗ;
определение кажущегося сопротивления исследуемой среды каждой установкой в объеме всего радиуса исследования в диапазоне значений до 200 Ом.м.

МКЗ применим при решении следующих геологических задач:

при наличии глинистой корки и радиального градиента сопротивлений положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы с межгранулярной средней и высокой пористостью, при условии, что сопротивления, измеряемые микрозондами, превышают не более чем в 5 раз значения УЭС промывочной жидкости; положительные приращения на диаграммах относятся к прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласты и подтверждают движение флюида в пласты, образование глинистых корок и радиальных градиентов сопротивлений;
определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше, при разрешающей способности МКЗ 02 см;
выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов;
выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны;
выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами;
при незначительном проникновении или его отсутствии по данным МКЗ возможно разделение газонасыщенных и водонасыщенных участков пласта (например, сеноманские массивные залежи газа севера Тюменской области);
данные МКЗ используются при привязке керна к глубине;
данные МКЗ используются как вспомогательный материал при детальных литостратиграфических расчленениях и других геологических построениях, при детальном изучении строения и свойств объекта.

Физические основы метода.

Метод микрозондирования заключается в детальном исследовании кажущегося сопротивления прискважинной части разреза зондами очень малой длины. В качестве зондовой установки служит резиновый “башмак”, на котором установлены три точечных электрода на расстоянии 2.5 см друг от друга. Они образуют два зонда: микроградиентзонд (МГЗ) A0.025M0.025N и микропотенциалзонд (МПЗ) A0.05M, у которого электродом N служит корпус прибора (см. рис.27).

Рис.27. Схема зондовой установки МКЗ

Радиус исследования МГЗ приблизительно равен 3-5 см, а глубина исследования МПЗ в 2.0-2.5 раза больше, т.е. составляет 10-12см. Поскольку радиус исследования МГЗ меньше, чем МПЗ, то на его показания оказывают большее влияние промывочная жидкость и глинистая корка, а на показания МПЗ - промытая зона скважины. Т.к. в наших условиях удельное сопротивление промытой зоны больше сопротивления глинистой корки, то против коллекторов показания МПЗ превышают показания МГЗ, т.е. пласты-коллекторы характеризуются положительными приращениями кажущегося сопротивления.

Оценка качества.

Качество материала микрометодов контролируется по следующим признакам:

- допустимая погрешность измерений МКЗ, определяемая по данным контрольной записи - не более 10%;

- расхождение стандарт-сигналов, фиксируемых в начале и конце замера - до 5%;

- расхождение показаний МПЗ и МГЗ против плотных глин не более 30% (значение кажущегося сопротивления против таких глин составляет примерно 8-10 Ом*м);

расхождение показаний МПЗ, МГЗ в больших кавернах друг от друга и от удельного сопротивления бурового раствора не более 20% (см. рис.28);

Рис.28. Пример записи диаграммы МКЗ

Пример зарегистрированных данных аппаратурой МК приведен на рис.29.

Рис.29. Пример записи диаграммы МКЗ

Таким образом, при оперативной оценке качества МК основным критерием качественного материала является: превышение показаний МПЗ над показаниями МГЗ против пластов-коллекторов и близкие показания в кавернах.

Методические приемы, повышающие геологическую эффективность МКЗ:

диаграммы должны быть высокого качества;
обязательной является одновременная запись кривых обоих микрозондов;
в каждом разведочном районе по результатам испытания объектов должны быть уточнены верхние пределы абсолютных значений сопротивлений на диаграммах микрозондов, чтобы положительные приращения между ними могли использоваться как прямой качественный признак проникновения и коллектора;
измерения микрозондами необходимо проводить в условиях наиболее вероятного наличия глинистых корок;
масштаб кривых 1:1 обоих микрозондов должен быть 2,5 Ом.м/см при соотношении вспомогательных кривых как 1:2:5, т.е. 5 и 12,5 Ом.м/см соответственно;
при УЭС промывочной жидкости менее 0,2 Ом.м на показаниях МКЗ резко уменьшается дифференциация и положительные приращения могут отсутствовать.

Микрозондирование производится следующей аппаратурой:

МК-УЦ;
МК-М (см. МБК).

15. Термометрия

При термическом (или геотермическом) каротаже вдоль ствола скважины непрерывно регистрируется температура среды. Для термических исследований чаще всего применяют электрические термометры (или термометры сопротивлений) разных марок и регистрирующее устройство каротажной станции.

На температуры в скважинах искажающее влияние могут оказывать разные причины: изменение диаметра скважины, потоки воздуха или буровой жидкости, нагрев породы после бурения и др. Эти факторы необходимо учитывать или исключать при выявлении температурных аномалий.

Термический каротаж подразделяется на методы естественных (МЕТ) и искусственных (МИТ) тепловых полей. Кривая изменения естественных температур пород в скважине и рассчитанный по ней геотермический градиент каждого i-го пласта зависят от теплового потока и теплопроводности слагающих пород . В случае горизонтального залегания пород тепловой поток по стволу скважины остается практически постоянным, и по графику геотермического градиента легко выделить породы с разной теплопроводностью.

В разведочных скважинах термометрия относится к дополнительным методам и проводится при значительных вариациях геотермического градиента по территории месторождения, например, из-за блокового строения разреза.

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

Измерения истинной температуры промывочной жидкости при неустановившемся тепловом режиме дают информацию о температурном состоянии ствола скважины в процессе проведения ГИС и проводятся по совместному решению геологических и геофизических служб.

16. ОЦК электротермометром

Отбивка цементного кольца электротермометром относится к основным исследованиям, проводится в каждой обсаженной поисковой и разведочной скважине, колонне, по всему разрезу.

Определяется положение высоты подъема цемента и качество цементирования обсадной колонны.

Измерение проводится не позднее 36 часов после цементирования колонны.

Масштаб регистрации диаграмм ОЦК 0,5^оС/см с соотношением последующих масштабов как 1:2:4.

Измерения проводятся сверху-вниз и запись повторяется при подъеме электротермометра снизу-вверх.

17. Акустическая цементометрия

Акустическая цементометрия (АКЦ) относится к основным исследованиям, проводится в каждой поисковой и разведочной скважине, в колонне, по всему разрезу.

Определяется наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой.

Измерения проводятся совместно с ОЦК электротермометром.

Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования.

Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта.

Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М.

АКЦ-М.

Назначение.

Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.

Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120^оС, с гидростатическим давлением до 80 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 6500м.

Рис.30 Схема прибора АКЦ-М

Прибор содержит магнитострикционный излучатель (И) и пьезокерамический приемник (П). Формула зонда И 2,5 П. Схема прибора изображена на рисунке.

Прибор в комплексе со станцией обеспечивает регистрацию следующих параметров акустического сигнала, характеризующих качество цементирования скважин:

- времени распространения сигнала по породе - Тп (шифр TP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по породе - Ап (шифр AP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по колонне - Ак (шифр AK).

Диапазон регистрации параметра Тп от 350 до 1600 мкс, динамический диапазон регистрации параметров Ап и Ак - 36 дБ.

Питание скважинного прибора осуществляется через трансформатор от источника переменного тока напряжением 220 В, частотой 50 Гц.

Диаметр прибора без центраторов - не более 73 мм;

Длина прибора - не более 4000 мм;

Масса прибора - не более 90 кг.

18. Гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц)

Контроль качества цементирования методом гамма-гамма цементометрии (ГГК-Ц) относится к дополнительным методам, проводится в колонне, в тех поисковых и разведочных обсаженных скважинах, где по данным ОЦК-АКЦ не может быть однозначно решен вопрос качества цементирования (наличие слабозацементированных интервалов, наличие разрывов сплошости цемента и другие особенности, обусловленные изменениями объемной плотности цементного камня в затрубном пространстве).

Определяется наличие или отсутствие цемента по разнице объемных плотностей затрубных сред.

Масштабы регистрации для диаграмм ГГК-Ц (толщиномер, селективный и интегральный счет) определяются по районам работ с учетом конкретных конструкций скважин и обсадных колонн.

Обеспечивается высокое качество измерений кривых ГГК-Ц для достоверного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по всему диапазону изменения объемных плотностей сред в затрубье. Диаграммы ГГК-Ц низкого качества не решают задачу разделения затрубных сред по объемной плотности и могут внести ложную информацию в наборы методов контроля цементажа.

Время проведения ГГК-Ц после цементирования не лимитируется.

Измерения методом ГГК-Ц дублируются перекрытием по всему интервалу цементирования.

Метод ГГК-Ц реализован на аппаратуре ЦМ8/10 и СГДТ-НВ.

ЦМ-8/10.

Назначение.

Прибор ЦМ-8/10 предназначен для определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, обсаженных колонной диаметром 219-273 мм, при значениях температуры окружающей среды от -10 до 70 ° С и гидростатического давления 30 МПа.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 1500 м;

источником гамма-излучения Сs¹³⁷ активностью (1.28± 0.33)х10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95± 1.55)х10^-9 А/кг.

Четыре используемых детектора гамма-излучения расположены по периметру прибора в экране, изготовленном из свинца и стали. В качестве одного детектора используются три газоразрядных счетчика ВС-8.

Схема прибора ЦМ-8/10 приведена на рис.31.

Рис.31. Схема прибора ЦМ-8/10

Питание скважинного прибора осуществляется постоянным электрическим током 140 мА.

Данные с четырех детекторов передаются по двум жилам кабеля в виде разнополярных импульсов. Амплитуда выходных импульсов каналов скважинного прибора не менее 3 В, длительность выходных импульсов - 60 мкс.

Длина скважинного прибора - 1.55 м;

Диаметр скважинного прибора - 175 мм;

Диаметр скважинного прибора с вытеснителем - 230 мм;

Масса скважинного прибора - 90 кг;

Масса скважинного прибора с вытеснителем - 116 кг.

СГДТ-НВ

Назначение.

Прибор СГДТ-НВ предназначен для контроля качества цементирования и технического состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения, а также “привязки” результатов измерений и муфт обсадной колонны к геологическому разрезу скважин.

Данные по аппаратуре.

Скважинный прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах обсаженных колонной с внешним диаметром 146-168 мм (до 194 мм с вытеснителем), с углом наклона до 50^о при значениях температуры окружающей среды от -10 до 120 ^о С и гидростатического давления 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями:

- трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 3500 м;

- источником гамма-излучения Сs¹³⁷ активностью (1.28 ± 0.33)x10¹⁰ Бк, создающим на расстоянии 1 м мощность экспозиционной дозы (5.95 ± 1.55)x10^-9 А/кг.

Прибор регистрирует рассеянное гамма-излучение по периметру и стволу скважины. Конструкция зондов (длина и углы коллимации) обеспечивает работу одного из них в области плотностной инверсии (зонд малой длины), а второго - в режиме плотностного каротажа (зонд большой длины). Интенсивность рассеянного гамма излучения, регистрируемого с помощью зонда малой длины, определяется средней по периметру толщиной стенки обсадной колонны, а интенсивность рассеянного гамма-излучения, регистрируемого с помощью зонда большой длины, определяется, в основном, объемной плотностью вещества в затрубном пространстве, что дает возможность определять толщину стенки обсадной колонны, наличие и состояние цементного кольца за колонной, имеющего большую объемную плотность по сравнению с буровым раствором. Прибор, регистрируя рассеянное гамма-излучение пород, позволяет за один спуско-подъем производить запись пяти диаграмм:

- толщинограммы (шифр TOL) - кривой значений средней по периметру толщины стенки обсадной колонны и отметок муфтовых соединений;

- интегральной цементограммы (шифр INT) - кривой, несущей информацию о средней плотности вещества в затрубном пространстве;

- двух селективных цементограмм, смещенных на 180^о по периметру скважины (шифр SEL1, SEL2) - кривых, несущих информацию об относительных изменениях плотности вещества в затрубном пространстве;

- диаграммы гамма-каротажа (шифр GR).

Диапазоны измерения:

- толщины стенки скважины - от 5 до 12 мм;

- плотности вещества в затрубном пространстве от 1 до 2 г/см³.

Ток питания скважинного прибора (150±15) мА.

Длительность выходных импульсов (40±12) мкс, амплитуда не менее 3,5 В.

1 жила кабеля прозванивается с броней кабеля в одном направлении (в направлении тока), 2 и 3 жилы имеют сопротивление относительно брони - 1 МОм.

В качестве детектора гамма-излучения в канале ГК используется кристалл NaI(Tl) размером 30x40 мм с ФЭУ-74 А, в каналах плотномера и толщиномера - кристаллы NaI(Tl) размером 16x40 мм с ФЭУ-102.

Длина измерительных зондов:

- канала плотномера (420 ±10) мм;

- канала толщиномера (210±5) мм.

Расстояние между центром детектора канала ГК и источником гамма-излучения не менее 1040 мм.

Схема прибора приведена на рис.32:

Рис.32. Схема прибора СГДТ-НВ

Диаметр прибора (без вытеснителя) - 110 мм;

Длина прибора - 2500 мм;

Масса прибора - 95 кг.

АККИС-42, АККИС-36.

Назначение.

Аппаратура АККИС предназначена для геофизических исследований с целью контроля испытаний разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин нефтяных и газовых месторождений.

Аппаратура позволяет решать следующие задачи: измерение температуры, определение негерметичности обсадной колонны и мест притока жидкостей и газа через эти негерметичности, определение положения муфтовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб, интервалов перфорации, профиля притока, измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород, исследование состава скважинной жидкости. Кроме того, АККИС-36 позволяет регистрировать давление в скважине.

Данные по аппаратуре.

Диапазон рабочих температур от 10 до 120 ° С.

Наибольшее гидростатическое давление 60 МПа.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 5000м.

Диаметр прибора АККИС-42 - 42 мм, диаметр прибора АККИС-36 - 36 мм.

Параметры, регистрируемые прибором АККИС-42:

-температура (шифр параметра TEMP);

-термоиндуктивный индикатор притока (шифр параметра FLMI);

-индикатор изменения содержания воды в нефти (шифр параметра WM);

-индикатор изменения электрического сопротивления жидкости (шифр параметра IL);

-локатор муфт (шифр параметра CCL);

-гамма-каротаж (шифр параметра GR).

Схема прибора АККИС-42 приведена на рисунке рис.33.

Рис.33

Параметры, регистрируемые прибором АККИС-36:

-температура (шифр параметра TEMP);

-давление (шифр параметра PRES)

-термоиндуктивный индикатор притока (шифр параметра FLMI);

-индикатор изменения содержания воды в нефти (шифр параметра WM);

-локатор муфт (шифр параметра CCL);

-гамма-каротаж (шифр параметра GR).

АККИС-36 может быть дополнительно комплектоваться съемными модулями для регистрации данных вертушечного расходомера (шифр параметра - SPIN) и резистивиметра (шифр параметра - IL).

Схема прибора АККИС-36 приведена на рисунке 34.

Рис.34

Комплексная аппаратура МЕГА.

20.1 МЕГА-Э.

Назначение.

Аппаратура электрического каротажа комплексная МЕГА-Э предназначена для исследования нефтяных и газовых скважин методами бокового каротажного зондирования (БКЗ), трехэлектродного бокового каротажа (БК), измерения потенциалов самопроизвольной самополяризации (ПС), резистивиметрии скважин, микрозондирования, измерения мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород методом гамма-каротажа, измерения кажущейся электрической проводимости методом индукционного каротажа, а также измерения диаметра скважин.

Диаметр скважинных приборов МЕГА-Э (73 мм) позволяет работать через буровой инструмент.

Комплекс МЕГА-Э обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до 120С и гидростатическим давлении до 80 МПа с каротажной станцией «МЕГА» и трехжильным грузонесущим геофизическим кабелем длиной до 7000 м.

Комплекс состоит из следующих модулей (приборов):

ЭК-М - модуль электрического каротажа обеспечивает исследования методами стандартного электрического каротажа (КС), бокового каротажного зондирования (БКЗ) и трехэлектродного бокового каротажа БК-3, измерения потенциала самопроизвольной поляризации (ПС) и резистивиметрии.

ГК-М модуль гамма каротажа (привязочный) обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород.

ИК-М - модуль индукционного каротажа обеспечивает исследования зондовой установкой 6Ф1.

КП-М - модуль каверномера - профилемера обеспечивает проведение кавернометрии в открытом стволе нефтяных и газовых скважин.

МК-М -прибор для исследования скважин методами микрозондирования.

Приборы (модули) сборки МЕГА – Э обеспечивают возможность использования в автономном (одноочередном) режиме в качестве самостоятельных скважинных приборов.

Базовый комплекс МЕГА-Э может быть трансформирован за счет сменных модулей ЭК-2М (многоэлектродный боковой, БКЗ, резистивиметрия), мега-микро (микрозондирование, микробоковой, микрокаверномер), инклинометр с непрерывной записью ИНМ.

Приборы (модули) сборки МЕГА-Э обеспечивают возможность использования в автономном (одиночном) режиме в качестве самостоятельных скважинных приборов.

Данные по аппаратуре.

ЭК-М.

Прибор рассчитан на работу в комплексе с 3-х жильным каротажным кабелем КГ-3-60-180-1 длиной до 6000 м и компьютеризованной каротажной станцией МЕГА в скважинах диаметром от 150 до 400 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению: NaOH – от 10 до 20%, нефти – до 5 – 10%, при наибольшем значении температуры окружающей среды 120С и наибольшем гидростатическом давлении 80 МПа.

Прибор может работать как в одиночном режиме, так и в составе с другими приборами комплекса (ИК-М, ГК-М, КП-М).

Измерения БКЗ и БК проводятся в разных циклах. ПС регистрируется только в аналоговой форме.

ЭК-М обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород в режиме «БКЗ» зондовыми установками:

А8,0M1,0N (шифр параметра GZ5);
A4,0M0,5N (шифр параметра GZ4);
A2,0M0,5N (шифр параметра GZ3);
N0,5M2,0A (шифр параметра OGZ);
A1,0M0,1N (шифр параметра GZ2);

в общем диапазоне от 0,2 до 5000 Омм с разбивкой на два диапазона в процессе измерения: от 0,2 до 100 Омм (чувствительный канал) и от 100 до 5000 Омм (грубый канал);

зондовыми установками

A0,5M6,0N (шифр параметра PZ);
A0,4M0,1N (шифр параметра GZ1);

в общем диапазоне от 0.2 до 2000 Омм с разбивкой на два диапазона в процессе измерения: от 0,2 до 100 Омм (чувствительный канал) и от 100 до 2000 Омм (грубый канал);

измерение удельного сопротивления водной промывочной жидкости (шифр параметра RB) резистивиметром – в диапазоне от 0.2 до 20 Омм.

Прибор обеспечивает измерение кажущихся удельных сопротивлений горных пород трехэлектродным зондом БК путем раздельного измерения потенциала экранного электрода (LLU) и силы электрического тока центрального электрода (LLI) в общем диапазоне от 0.5 до 20000 Омм, при этом диапазон измеряемых значений потенциала экранного электрода от 0.05 до 0.4В (чувствительный канал) и от 0.4 до 10В (грубый канал), а силы электрического тока центрального электрода от 0.05 до 1.5 мА (чувствительный канал) и от 1.5 до 46 мА (грубый канал).

Формула для расчета p_kпо БК: p_k= K(LLU/LLI);

где K – коэффициент зонда. Для ЭК-М K=190.

ЭК-М обеспечивает совместно с БКЗ измерение и выдачу в аналоговой форме сигнала потенциала самопроизвольной поляризации (шифр параметра SP), при этом сопротивление цепи прохождения сигнала ПС в аппаратуре не более 500 Ом.

Питание скважинного прибора и токовых электродов осуществляется от наземного источника питания силой тока (5005)мА частоты 400 Гц.

Калибровка каналов БКЗ, БК обеспечивается с помощью режимов «Ноль-сигнал» и «Стандарт-сигнал».

Питание на скважинный прибор подается при полном погружении его в раствор.

Время установления рабочего режима прибора не более 15 минут с момента его включения.

При автономном использовании прибора ЭК-М вторая и третья жилы кабеля при прозванивании дают разрыв (жилы проходные), а первая жила по отношению к ОК при смене измерительных концов тестера показывает различное сопротивление (сопротивление жилы кабеля плюс 70 Ом или сопротивление жилы кабеля плюс 500 Ом).

При работе в составе комплекса с КП-М сопротивление второй и третьей жил кабеля равно между собой (сопротивление жилы плюс 50 Ом) и при смене полярности не меняется, а сопротивление первой жилы при смене измерительных концов меняет по отношению к ОК сопротивление (сопротивление жилы плюс 500 Ом или только сопротивление жилы).

Правильность подключения второй и третьей жил проверяется по раскрытию каверномера: если при раскрытии лампочка блокировки не гаснет, то следует поменять вторую и третью жилы местами; при автономной работе при неправильном подключении второй и третьей жил прибор не отвечает на запросы наземного устройства.

Инициирование передачи прибором измерительной информации осуществляется наземным оборудованием при передаче в прибор командного слова.

Командные и информационные сигналы передаются в виде кодоимпульсных посылок в формате принятом для микросхемы 588ВГ6 (двоичный, 16-ти разрядный, типа МАНЧЕСТЕР-2) по «фантомной» схеме.

Включение прибора и коммутация режимов его работы производится с помощью реле в следующей последовательности. При подаче постоянного напряжения питания по первой жиле кабеля происходит подключение блока Телеметрической Линии Связи (ТЛС) ко второй и третьей жилам кабеля. Тем самым обеспечивается прием командной и передача измерительной информации, а также подача от наземного устройства напряжения питания частоты 400 Гц на силовые трансформаторы. Начинает работать блок питания, с которого снимается напряжение 28В. Через 3 секунды снимается постоянное питание с первой жилы кабеля от наземного источника, к первой жиле подключается электрод ПС зонда БКЗ или электрод ПС прибора ИК-М, одновременно подается напряжение 28В с внутреннего блока питания на приборы ИК-М, ГК-М, КП-М.

При автономном использовании прибора ЭК-М применяется специальная пробка (заглушка) с нагрузочным сопротивлением, обеспечивающая нагрузку стабилизатора напряжения 28В вместо остальных приборов комплекса.

Контроль питания 500 мА 400 Гц на скважинном приборе осуществляется по измерительному каналу UM1, соответствующее значение определяется в процессе настройки прибора в ГМЛ и выдается вместе с калибровками на прибор.

Режимы работы прибора задаются с наземного устройства управления.

В режиме БКЗ ток питания протекает через токовый электрод зонда БКЗ и исследуемую горную породу на ОК. При этом с измерительных электродов зонда БКЗ снимаются напряжения частоты 400 Гц, пропорциональные сопротивлениям исследуемых пород.

В режиме БК цепь тока замыкается на корпус прибора, который конструктивно состоит из трех электродов: верхнего и нижнего экранных и центрального. С электродов цепь тока питания через исследуемую породу замыкается на ОК. Токи экранных электродов выполняют роль фокусирующих для центрального, что обеспечивает глубокое проникновение тока центрального электрода в исследуемую породу.

В режиме «КОНТРОЛЬ» цепь тока питания прибора замыкается непосредственно на оплетку кабеля. Данный режим используется в лабораторных условиях для проверки прибора либо для записи ИК или профилемера в составе сборки до устья.

ИК-М.

Прибор скважинный индукционного каротажа ИК-М входит в состав аппаратурного комплекса МЕГА-Э и предназначен для проведения исследований методом индукционного каротажа зондовой установкой 6Ф1 в открытом стволе нефтяных и газовых скважин диаметром от 150 до 400 мм, заполненных водной промывочной жидкостью, при максимальных значениях температуры окружающей среды 120 и гидростатического давления 80 МПа.

Прибор рассчитан на работу в комплексе с компьютеризированной станцией МЕГА и геофизическим грузонесущим кабелем КГ3-60-180-1, длиной до 5600 м.

Прибор может работать как в одиночном режиме так и в составе комплекса МЕГА-Э.

Диапазон измерений кажущейся удельной электрической проводимости горных пород зондовой установкой 6Ф1 от 10 до 1500 мСм/м.

Калибровка канала ИК обеспечивается с помощью режимов «Ноль-сигнал» и «Стандарт-сигнал».

Величина напряжения электрического тока питания на головке прибора (302) В. Сила электрического тока питания, потребляемого прибором от источника, не более 160 мА.

Диапазон рабочих температур от –10 до + 120С.

Время установления рабочего режима прибора не более 15 минут с момента его включения.

Прибор связан с наземным комплексом трехжильным грузонесущим кабелем, по первой жиле и оплетке которого осуществляется электрическое питание прибора постоянным электрическим током. По второй и третьей жилам кабеля осуществляется прием команд и передача измерительной информации.

Сопротивление первой жилы кабеля при подключенном приборе относительно оплетки в положительной полярности должно быть примерно равно 2 кОм (в цепи прозвонки есть диод). Сопротивление второй и третьей жил относительно друг друга и оплетки бесконечно большое пока не включено питание прибора. При включенном питании сопротивление цепи жил второй и третьей между собой равно удвоенному сопротивлению кабеля, на оплетку – бесконечно большое сопротивление.

ГК-М.

Модуль ГК-М предназначен для работы, как в составе комплекса программно-управляемых скважинных модулей МЕГА-Э, так и в автономном режиме, при исследованиях скважин диаметром 110 мм и более на месторождениях нефти и газа методами гамма-каротажа.

Прибор обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – 20%, нефти – до 10% и водородным показателем (pH) от 7 до 10, при верхнем значении температуры 120С и гидростатического давления 80 Мпа с использованием грузонесущего геофизического трехжильного бронированого кабеля марки КГ3-60-180-1 длиной до 6000 м.

Прибор ГК-М эксплуатируется с программно-управляемой каротажной лабораторией МЕГА и обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород.

Диапазон измерения МЭД обеспечиваемый прибором, - от 1410^-14до 1810^-12А/кг.

Чувствительность ГК-М по гамма-излучению источника радий-226 в точке 0.6 верхнего значения диапазона, указанного выше, -не менее 2.010¹⁴кг/(Ас) (870 имп/мин на 1 мкр/час).

Величина напряжения электрического тока питания на головке прибора (302) В. Сила электрического тока питания, потребляемого прибором от источника, не более 120 мА.

Диапазон рабочих температур от –10 до + 120С.

Время установления рабочего режима прибора не более 30 минут с момента его включения.

Принцип измерения МЭД, реализованный в приборе ГК-М, основан на преобразовании регистрируемых сцинтилляционным блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, ыв электрические сигналы, средняя частота следования которых связана с МЭД гамма-излучения (Р, А/кг) функциональной зависимостью:

N = P  S, (10)

где N – средняя частота следования импульсов, с^-1;

S – чувствительность прибора, кг/(А с).

В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности (коэффициента преобразования), являющейся величиной постоянной для данного экземпляра прибора, и измерения средней частоты следования его выходных импульсов в процессе каротажа.

20.2. МЕГА-К

Назначение

Аппаратура скважинная “МЕГА-КОНТРОЛЬ” (далее - аппаратура) предназначена для проведения термогидродинамических исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений и служит для измерения, индикации, контроля и передачи на поверхность в виде кодоимпульсных сигналов следующих физических параметров:

-температуры,

-давления,

-магнитной неоднородности обсадной колонны,

-мощности экспозиционной дозы гамма-излучения,

-объемного влагосодержания скважинного флюида,

-удельной проводимости скважинного флюида,

-изменения скорости движения скважинной жидкости,

-изменения уровня акустического шума

-объемного расхода жидкости.

2. Область применения - проведение геофизических исследований состава жидкости при пробной эксплуатации в нефтяных и газовых геологоразведочных скважинах и при контроле разработки месторождений в эксплуатационных скважинах со спуском в насосно-компрессорные трубы диаметром от 50 мм и выше; геофизические исследования в процессе испытания и контроля обсаженных скважин.

3. Условия эксплуатации:

окружающая среда: вода, нефть, газ;

температура окружающей среды: от 5 до 120 ^оС;

наибольшее гидростатическое давление 60 МПа.

4. Аппаратура допускает использование как сборок блоков (ИНТЕРВАЛ + СОСТАВ  РАСХОД; ИНТЕРВАЛ + РАСХОД), так и отдельных блоков, входящих в ее состав, в автономном варианте.

5. Аппаратура скважинная “МЕГА-КОНТРОЛЬ”, или её блоки, используемые автономно, должны эксплуатироваться совместно с регистрирующей программно-управляемой каротажной станцией "МЕГА", поставляемой ЗАО ПГО "Тюменьпромгеофизика” в составе геофизической компьютеризированной лаборатории и каротажного подъемника ПКС-5 ГОСТ25785-83, снабженного одножильным геофизическим кабелем типа КГ1-30-180-1 по ТУ 16. К64-01-88 длиной до 5000 м или аналогичными вышеуказанным.

6. Взаимодействие аппаратуры с другими изделиями

Аппаратура предусматривает подключение других конструктивно и электрически совмещенных скважинных приборов оснащенных телеметрией системы “МЕГА-КОНТРОЛЬ”. При этом блок «РАСХОД» в сборке должен быть только конечными.

Аппаратура или её блоки, используемые автономно, допускают работу с наземным программно – аппаратным комплексом «ОНИКС».

Устройство аппаратуры

Комплексный скважинный прибор МЕГА-К содержит 9 различных датчиков и состоит из трех модулей:

Модуль “Интервал”

-датчик термометра

-датчик давления

-локатор муфт

-датчик уровня естественного гамма-излучения

Модуль “Состав”

-датчик термокондуктивного дебитомера

-резистивиметр

-датчик влагомера

-датчик уровня акустического шума

Модуль “Поток”

-механический расходомер.

Каждый модуль комплекса МЕГА - К снабжен телеметрическим блоком и представляет собой самостоятельный прибор, обеспечивающий преобразование и передачу одного или нескольких физических параметров. Модули соединяются друг с другом с помощью унифицированного стыковочного узла, обеспечивающего механические и электрические соединения модулей. При включении питания модули объединяются в единую телеметрическую сеть.

При необходимости каждый модуль может использоваться как отдельный прибор.

В конструкцию аппаратуры заложен блочный принцип построения узлов механики и электронных схем.

Аппаратура представляет собой три блока (РАСХОД, СОСТАВ, ИНТЕРВАЛ), допускающих их сборку в различном сочетании и любой последовательности, электрически соединенных центральной транзитной жилой кабеля, кроме блока РАСХОД, который в любом варианте сборки является конечным.

Каждый блок аппаратуры представляет собой цилиндрический корпус с установленными в нём датчиками и отверстием под транзитную жилу ЦЖК, нижняя часть которого содержит одноштырьковую розетку и элементы присоединения к унифицированному переходному межблочному мосту. К верхней части корпуса закреплены узлы электроники, датчики, не требующие прямого контакта со скважинным флюидом, и одноштырьковая розетка для обеспечения транзитного соединения ЦЖК со схемами остальных блоков. Узлы электроники и датчики защищены цилиндрическим охранным кожухом с посадочными местами под герметичное соединение с корпусом и унифицированным переходным межблочным мостом.

Конструктивной отличительной особенностью блока РАСХОД является отсутствие транзитного пропуска ЦЖК через блок, что определяет его место в сборке как конечное.

В аппаратуре “МЕГА-КОНТРОЛЬ” используется унифицированный переходной межблочный мост с подпружиненными контактами, обеспечивающий герметичность сочленяемых блоков и позволяющий изолировать каждый блок сборки аппаратуры “МЕГА-КОНТРОЛЬ” при аварийной ситуации, а также позволяющий применять унифицированную присоединительную приборную головку.

В унифицированной присоединительной приборной головке (также как и в унифицированном переходном межблочном мосте) установлены герметичные электрические вводы, позволяющие изолировать сборку аппаратуры “МЕГА-КОНТРОЛЬ” при аварийной ситуации от случайного проникновения скважинного флюида через кабельную головку.

Аппаратура в полном составе сборки блоков имеет объединенное питание, подаваемое по кабелю и объединённую информационную сеть, сформированную на той же жиле кабеля. При включении питания аппаратуры все блоки объединяются в единую телеметрическую сеть.

Все блоки, входящие в состав сборки, при включении питания переходят в режим поочерёдной передачи данных автоматически. Сборка может состоять и из одного блока.

За каждым информационным или служебным каналом в сборке блоков аппаратуры закреплен определённый номер в пределах от 0 до 31.

Подразумевается, что в блоках, предназначенных для совместной работы, не должно быть повторяющихся номеров каналов.

В каждом блоке сборки аппаратуры установлена плата телеметрической системы (TS). Плата осуществляет:

-преобразование напряжения на приборной головке 35 В в напряжение питания + 12 В и +5 В;

-прием и селекцию кодоимпульсных сигналов, поступающих по кабелю;

-преобразование входных и служебных сигналов в выходной код и формирование в кабеле кодоимпульсных сигналов.

Функции по преобразованию, обработке и формированию сигналов возложены на микропроцессор. Этот же микропроцессор формирует служебные сигналы:

-напряжение питания на входе блока сборки аппаратуры;

-температура внутри блока сборки аппаратуры.

Для каждого типа блока сборки аппаратуры в микропроцессор записывается собственная программа.

20.3. Мега-Р

Назначение

Аппаратурный комплекс Мега-Р предназначен для исследований нефтяных и газовых скважин методами радиоактивного и акустического каротажа за один спуско-подъем. Используются методы двухзондовой модификации нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННК-Т), гамма-каротажа с одновременной локацией муфтовых соединений обсадной колонны, измерение давления промывочной жидкости в скважине и обеспечением контроля температуры внутри модуля и значения электрического напряжения его питания в процессе каротажа.

Комплекс МЕГА-Р обеспечивает проведение исследований в скважинах диаметром от 110 до 300 мм при температуре окружающий среды до 120 С и гидростатическом давлении до 80 МПа с каротажной компьютеризированной станцией «МЕГА» и грузонесущим трехжильным геофизическим кабелем длиной до 7000 м.

Базовый комплекс состоит из следующих модулей (приборов):

ГМЛ - модуль гамма каротажа с датчиком давления и локатора муфт, обеспечивающий измерение мощности экспозиционной дозы естественного гамма-излучения горных пород и гидростатического давления в скважине, а также локацию муфтовых соединений обсадной колонны и выделение интервалов перфорации;

2ННК-М - модуль двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, обеспечивающий измерение водонасыщенной пористости (объемного влагосодержания) горных пород, слагающих разрез скважины.

АК-М - модуль акустического широкополосного каротажа, обеспечивающий определение кинематических и динамических параметров горных пород, слагающих разрез скважины, а также оценку качества цементирования.

Обеспечивается возможность использования всех приборов (модулей) сборки МЕГА-Р в автономном ( одиночном ) режиме в качестве самостоятельных скважинных приборов.

Данные по аппаратуре

ГМЛ-М

Модуль ГМЛ-М предназначен для работы, как в составе комплекса

Мега-Р, так и в автономном режиме, при исследовании скважин диаметром от 110 мм на месторождениях нефти и газа методом гамма-каротажа с одновременной локацией муфтовых соединений обсадной колонны, измерением давления промывочной жидкости в скважине и обеспечением контроля температуры внутри модуля и значения электрического напряжения его питания в процессе каротажа.

Модуль ГМЛ обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – до 20%, нефти – до 10% и водородным показателем (рН) от 7 до 10, при верхних значениях температуры окружающей среды 120^оС и гидростатического давления 80 Мпа.

Модуль эксплуатируется со следующими изделиями:

- програмно-управляемой каротажной станцией «Мега»:

- кабелем грузонесущим геофизическим марки КГ3-60-180-1 длиной до 7000 м.

В комплексе с указанными изделиями модуль ГМЛ-М обеспечивает измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород и значение давления промывочной жидкости в интервале исследования скважины, контроль температуры внутри модуля и значения питающего напряжения, а также локацию муфтовых соединений обсадной колонны, выделение перфорированных интервалов, возможность взаимной увязки и привязки по глубине результатов различных методов ГИС и контроля продвижения модуля (сборки) в скважине.

Технические данные

Диапазон измерения МЭД естественного гамма-излучения, обеспечиваемый каждым из каналов ГК (ГК1 и ГК2) модуля – от 2 до 250 мкР/ч.

Диапазон измерения давления промывочной жидкости, обеспечиваемый каналом манометра модуля – от 0,01 до 80 Мпа.

Канал термометра модуля обеспечивает контроль температуры внутри модуля в диапазоне температур рабочих условий применения.

Чувствительность каналов ГК1 и ГК2 модуля ГМЛ-М по гамма- излучению источника Ra²²⁶ в точке верхнего значения диапазона измерения не менее 600 имп/мин на 1 мкР/ч.

Питание модуля осуществляется постоянным электрическим напряжением от соответствующего источника, входящего в состав оборудования каротажной лаборатории Мега.

Номинальное значение питающего напряжения на входе модуля составляет 40+-2 В. Сила электрического тока питания модуля – не более 170 мА.

Мощность потребляемая прибором не более 7,2 Вт.

Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения для модуля – 80 Мпа.

Диапазон рабочих температур окружающей среды – от минус 10 д плюс 120^оС.

Число информационных каналов модуля ГМЛ – семь: два канала гамма-каротажа (каналы ГК1 и ГК2), каналы манометра (М), контроля питающего напряжения (U), локатора муфт (ЛМ), и калибровки термометра.

Отношение сигнал/помеха канала ЛМ – не менее 4.

Время установления рабочего режима – не более 30 мин. Продолжительность непрерывной работы в нормальных климатических условиях 8 ч, при температуре окружающей среды 120^оС – 3 ч.

Регистрация гамма-излучения осуществляется блоком детектирования ГК, содержащим два сцинтилляционных детектора (по одному в каналах ГК1 и ГК2), каждый из которых состоит из фотоумножителя ФЭУ-74А и кристалла NaJ(Tl) размерами 40*80 мм.

Наружный диаметр модуля не более 90 мм.

Длина модуля не более 2700 мм.

Масса модуля не более 80 кг.

Принцип работы

Принцип измерения МЭД, реализованный в модуле, основан на преобразовании регистрируемых блоком детектирования гамма-квантов, обусловленных естественной радиоактивностью горных пород, в электрические сигналы, средняя частота следования которых в интервале измерения связана с МЭД гамма излучения в этом интервале функциональной зависимостью:

N=B*S, (12)

где N – средняя частота следования импульсов, 1/с;

B – МЭД гамма-излучения;

S – чувствительность канала ГК модуля ГМЛ, кг(А.с)

В результате, измерение МЭД гамма-излучения сводится к определению чувствительности канала ГК модуля (коэффициента преобразования), являющейся постоянной величиной для данного экземпляра, и измерению средней частоты следования выходных импульсов этого канала.

Измерение в процессе каротажа давления промывочной жидкости осуществляется с помощью тензопреобразователя, который представляет собой тензометрический мост и производит непрерывное пропорциональное преобразование воздействующего на него скважинного давления в выходной электрический сигнал (напряжение постоянного тока). Этот аналоговый сигнал по запросу преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передается в наземную часть комплекса «Мега» для дальнейшей обработки.

Измерение температуры внутри модуля осуществляется с помощью термопреобразователя (полупроводникового датчика температуры), обеспечивающего непрерывное пропорциональное преобразование температуры окружающей среды в аналоговую величину – напряжение постоянного тока. Указанное напряжение преобразуется в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передается в наземную часть комплекса «Мега», где обеспечивает помимо контроля температуры внутри модуля и возможность коррекции показаний тензопреобразователя.

Принцип работы канала ЛМ заключается в регистрации специфичных низкочастотных сигналов, возникающих в катушке индуктивности локатора при прохождении им муфтовых соединений и иных элементов компоновки обсадной колонны или ее проперфорированного интервала из-за перераспределения магнитного потока, создаваемого постоянными магнитами локатора, их преобразовании в аналоговые сигналы (напряжение постоянного тока). Эти сигналы по запросу преобразуются в двенадцатиразрядный параллельный двоичный код и передаются через телеметрическую линию связи (ТЛС) по кабелю к наземным устройствам лаборатории «Мега» для дальнейшей обработки регистрации. При этом оцифровывается максимальное значение аналогового сигнала в интервале между соседними запросами.

2ННК-М

Модуль 2ННК-М предназначен для роботы, как в составе комплекса Мега-Р, так и в автономном режиме, при исследовании скважин диаметром от 110 мм на месторождениях нефти и газа методами двухзондовой модификации нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (2ННК-Т).

Модуль 2ННК-М обеспечивает проведение измерений в скважинах, заполненных водной промывочной жидкостью с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – до 20%, нефти – до 10% и водородным показателем от 7 до 10, при верхних значениях температуры окружающей среды 120^оС и гидростатического давления 80 МПа.

Модуль 2ННК-М эксплуатируется со следующими изделиями:

- каротажной станцией «Мега»;

- источником быстрых нейтронов полоний-бериллиевым типа ВНИ-2 или плутоний-бериллиевым типа ИБН8-5 с потоком нейтронов от 5*10⁶ до 10⁷с^-1

- кабелем грузонесущим геофизическим марки КГЗ-60-180 длиной до 7000 м.

В комплексе с указанными изделиями модуль 2ННК-М обеспечивает измерение водонасыщенной пористости (объемного влагосодержания) пластов, вскрытых скважиной, а также контроль напряжения питания модуля

в процессе каротажа.

Технические данные

Диапазон измерений водонасыщенной пористости, обеспечиваемый модулем 2ННК-М – от 1 до 40 %.

Пределы допускаемой относительной основной погрешности, вносимой модулем 2ННК-М при измерении водонасыщенной пористости в установленном порядке имитаторов пористого пласта определяется формулой:

S_Кп = +-(3,7 +(40/Кп - 1)), (13)

где Кп – значение водонасыщенной пористости в процентах.

Питание модуля осуществляется постоянным электрическим напряжением от соответствующего источника, входящего в состав оборудования каротажной лаборатории «Мега».

Номинальное значение питающего напряжения на входе модуля составляет 40+-2 В. Сила электрического тока питания модуля – не более 150 мА.

Мощность потребляемая модулем – не более 6,3 Вт.

Диапазон рабочих температур окружающей среды – от минус 10 до плюс 120^оС.

Верхнее значение гидростатического давления рабочих условий применения для модуля – 80 Мпа.

Число информационных канала модуля 2ННК-М – три: канал нейтрон-нейтронного каротажа с малым зондовым расстоянием (ННКм), канал нейтрон-нейтронного каротажа с большим зондовым расстоянием (ННКб) и канал контроля питающего напряжения.

Время установления рабочего режима модуля не более 30 мин.

Продолжительность непрерывной работы модуля в нормальных климатических условиях 8 ч, при верхнем значении температуры окружающей среды рабочих условий применения – 3 ч.

Регистрация нейтронного излучения осуществляется блоком интегрирования 2ННК, содержащим два гелиевых счетчика типа СНМ-56 (по 1 шт. в каналах ННКм и ННКб).

Расстояния между центром источника нейтронов, установленного в камеру зонда модуля 2ННК-М, и ближайшими к нему торцами счетчиков СНМ-56 каналов ННКм иННКб (зондовые расстояния) составляют 258+-5 и 508+-5 мм.

Наружный диаметр модуля 2ННК-М – не более 90 мм.

Длина модуля 2ННК-М – не более 2210 мм.

Масса модуля 2ННК-М – не более 60 кг.

Принцип работы

Модуль 2ННК-М предназначен для непосредственного проведения исследований в скважинах и представляет собой устройство, конструкция которого типична для приборов радиоактивного каротажа интегрального типа.

Принцип измерения водонасыщенной пористости Кп вскрытых скважиной пластов состоит в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов полоний-бериллиевого или плутоний-бериллиевого источника и преобразовании замедлившихся в исследуемой среде потоков тепловых нейтронов, зарегистрированных двумя установленными на фиксированных расстояниях от источника детекторами нейтронов, в потоки электрических импульсов, средние частоты следования которых связаны со значением Кп в общем случае функциональной зависимостью:

Кп = В*А + С, (14)

где В,С – постоянные коэффициенты, значения которых определяются по результатам соответствующих опытно-методических работ (ориентировочно В=75,2, С=-8,2 );

А = (Nбв/Nмв)*(Nм/Nб) – выходные показания каналов ННК модуля, выраженные в условных единицах. При этом, Nбв и Nмв – средние частоты следования выходных импульсов каналов ННКм и ННКб, соответственно, регистрируемые в исследуемой среде при каротаже.

Таким образом, измерение Кп заключается в предварительном

определении при эталонировке значения коэффициента К = Nбв/Nмв, являющегося постоянной величиной для данного экземпляра модуля 2ННК-М, и измерении средних частот следования выходных импульсов каналов ННК в процессе каротажа, после чего вычисляют значение Кп. При наличии соответствующих вычислительных устройств и необходимого программного обеспечения указанные операции могут быть автоматизированы.

Модуль 2ННК-М состоит из двух основных частей – зонда и электронного блока.

Зонд содержит камеру, в которую устанавливается источник быстрых нейтронов и блок детектирования быстрых нейтронов 2ННК, содержащий детекторы нейтронов каналов ННКм и ННкб и дискриминаторы этих каналов.

Электронный блок включает в себя ряд функциональных устройств, осуществляющих питание блока детектирования, первичную обработку и формирование поступающих от него информационных сигналов, двухсторонний обмен с каротажной станцией «Мега», обеспечивая при этом приемо-передачу командных и информационных слов. В состав электронного блока входят, высоковольтный преобразователь, блок управления, вторичный источник питания, содержащий блок питания +24 В и инвертор, и скважинная часть телеметрической линии связи (ТЛС), включающая в себя приемник ТЛС и передатчик ТЛС.

Приложение 1.

Инструкции по работе со скважинными приборами на станции «Мега»

1. ЭК-1

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. При наличии в списке заявленных работ кавернометрии (профилеметрии), соедините на мостках скважинный прибор с каверномером.

2. Соедините зонд БКЗ с прибором.

3. Подсоедините к зондовой головке кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

4. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

5. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

6. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ”

установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

7. Произведите спуск скважинного прибора на глубину 100-200 м, т.е. до полного погружения его в промывочную жидкость.

8. Выберите из списка приборов в программе «Мега» требуемую модификацию прибора:

-ЭК-1 (БКЗ) (для регистрации A8,0M1,0N, A4,0M0,5N A2,0M0,5N, N0,5M2,0A, A1,0M0,1N, A0,5M6,0N, A0,4M0,1N, резистивиметра и ПС).

-ЭК-1 (БКЗ+КВ) (для регистрации A8,0M1,0N, A4,0M0,5N A2,0M0,5N, N0,5M2,0A, A1,0M0,1N, A0,5M6,0N, A0,4M0,1N, резистивиметра, ПС и данных кавернометрии.

-ЭК-1 (БК) для регистрации данных бокового каротажа.

-ЭК-1 (БК+КВ) для регистрации данных бокового каротажа и кавернометрии.

9. Проконтролируйте наличие сигнала со скважинного прибора на экранном осциллографе. Уровень компарации должен быть установлен на 1/2 амплитуды положительных импульсов сигнала (см.рис.) и должен уверенно превышать уровень помех.

10. Проконтролируйте стабильность показаний параметров I (ток АЦП) и ZERO (ноль АЦП). Значение параметра I должно находиться в пределах 3500-3700 кодов, значение параметра ZERO - в пределах 0-4 кода.

11. Прогрейте прибор в течение 5 минут.

12. Произведите калибровку скважинного прибора по стандарт-сигналам (см.

“Инструкцию по проведению работ на станции Мега”).

По данным калибровочной таблицы проверьте пригодность прибора к проведению измерений. Если требуемый калибруемый параметр выводится в таблице красным цветом, регистрировать данный параметр этим экземпляром прибора нельзя.

13. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 4000 м/ч.

14. При необходимости регистрации данных кавернометрии раскройте рычаги каверномера. Для этого в окне управления скважинным прибором (рис.9) выберите команду “Раскрыть”.

15. Произведите калибровку скважинного прибора перед каротажем..

16. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 2500 м/ч.

17. По окончании регистрации произведите калибровку скважинного прибора после каротажа.

18. Закройте рычаги каверномера. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Закрыть”.

19. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м) в соответствии «Инструкцией по проведению работ на станции Мега».

20. Произведите запись в кондукторе (не менее 20 м).

21. Отключите скважинный прибор в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”.

22. В случае необходимости регистрации параметров, отсутствующих в выбранной модификации ЭК-1, выберите требуемую модификацию прибора и произведите регистрацию недостающих параметров.

23. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором «Megaedit».

24. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 4000 м/ч.

Перед выходом прибора на поверхность дополнительно проконтролируйте отключение питания скважинного прибора. Токовый электрод при включенном питании находится под напряжением!

2. МК-УЦ, МК-М.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Соедините на мостках электронный и электромеханический блоки прибора.

2. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

5. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

6. Произведите спуск скважинного прибора на глубину 100-200 м, т.е. до полного погружения его в промывочную жидкость.

7. Укажите в окне “Выбор прибора” требуемый прибор (МК-УЦ или МК-М) и номер скважинного прибора (см.“Инструкцию по проведению работ на станции Мега ”).

8. Проконтролируйте наличие сигнала со скважинного прибора на экранном осциллографе. Уровень компарации должен быть установлен на 1/2 амплитуды положительных импульсов сигнала (см.рис.).

9. Проконтролируйте стабильность показаний параметров I (ток АЦП) и ZERO (ноль АЦП).

10. Прогрейте прибор в течение 5 минут.

11. Произведите калибровку скважинного прибора по стандарт-сигналам (см. “Инструкцию по проведению работ на станции Мега ”).

12. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 4000 м/ч.

13. Если работа производится прибором МК-УЦ, раскройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором (рис.9) выберите команду “Раскрыть”.

14. Произведите калибровку скважинного прибора перед каротажем.

15. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 1000 м/ч.

16. По окончании регистрации произведите калибровку скважинного прибора после каротажа.

17. Если работа производится прибором МК-УЦ, закройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Закрыть”.

18. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

19. Произведите запись параметров в кондукторе (не менее 20 м).

20. Отключите скважинный прибор в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”.

21. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

22. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 4000 м/ч. Перед выходом прибора на поверхность дополнительно проконтролируйте отключение питания скважинного прибора. Токовый электрод при включенном питании находится под напряжением!

3. АИК-5

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1 контакт) штырёк.

2. Установите скважинный прибор на деревянные (пластиковые) подставки высотой не менее 1,5 м на расстоянии на менее 3 м от ближайших металлических предметов.

3. Укажите в окне “Выбор прибора” требуемый прибор (АИК-5 или АИК-5М) и номер скважинного прибора ( см. “Инструкцию по проведению работ на станции Мега ”).

4. Проконтролируйте наличие сигнала со скважинного прибора на экранном осциллографе. Уровень компарации должен быть установлен на 1/2 амплитуды отрицательных импульсов сигнала (см.рис.).

5. Прогрейте прибор в течении 15 мин.

6. Для калибровки прибора на тест-кольце нажмите кнопку «Калибровка» на панели контроля аппаратуры в программе «Мега».

7. В последовательности, определяемой выводимыми на экран сообщениями, произведите измерение без тест-кольца, измерение с тест-кольцом без вставок и измерения с резисторными (для канала активной составляющей) и конденсаторными (для канала реактивной составляющей) вставками. Для этого, выполнив требуемое конкретным сообщением действие, подтвердите выполнение нажатием кнопки “Ок”.

Следует помнить, что вставки (или положение переключателя на тест-кольце) для калибровки активной составляющей маркируются символом “R”, а для калибровки реактивной составляющей - символом “С”.

8. После окончания калибровки выключите аппаратуру.

9. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

10. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

11. Включите аппаратуру. В соответствии “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

12. Произведите спуск скважинного прибора на глубину, превышающую глубину спуска кондуктора (инструмента) со скоростью не более 5000 м/ч и включите скважинный прибор.

13. Продолжите спуск скважинного прибора на подошву заявленного интервала.

14. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 2500 м/ч.

15. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

16. Отключите скважинный прибор.

17. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

18. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч.

19. На поверхности произведите контрольную калибровку прибора на тест-кольце.

4. СКПД-3.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Соедините на мостках электронный и электромеханический блоки прибора.

2. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

5. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

6. Укажите в окне “Выбор прибора” требуемый прибор и номер скважинного прибора (см. “Инструкцию по проведению работ на станции Мега ”).

7. Прогрейте прибор в течение 5 минут.

8. Для проверки пригодности прибора произведите калибровку по стандарт-сигналам (см. “Инструкция по проведению работ на станции Мега ”). По данным калибровочной таблицы проверьте пригодность прибора к проведению измерений. Если требуемый калибруемый параметр выводится в таблице красным цветом, регистрировать данный параметр этим экземпляром прибора нельзя.

12. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 5000 м/ч.

13. Раскройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Раскрыть”.

14. Произведите калибровку скважинного прибора перед каротажем.

15. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 2000 м/ч.

16. По окончании регистрации произведите калибровку скважинного прибора после каротажа.

17. Закройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Закрыть”.

18. Произведите запись параметров в кондукторе (не менее 20 м).

20. Отключите скважинный прибор в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”.

22. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч.

5.СРК-01

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. На мостках подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1 и 2 контакты) штырьки.

2. Установите в скважинный прибор источник быстрых нейтронов.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

5. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

6. Произведите спуск скважинного прибора на глубину ~ 50 м для исключения облучения обслуживающего персонала.

7. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега /”. Для этого для каждого параметра в поле “Ноль-Коды” введите 0, в поле “Ноль-Физ.единицы” - 0.0, в поле “Стандарт1-Коды” – значение условной единицы для нейтронных каналов и значение 1 гаммы для канала гамма-каротажа (в имп/мин) и в поле “Стандарт1-Физ.единицы” - 1.0.

8. Подтвердите выбор прибора (СРК-01).

9. Проконтролируйте наличие сигнала со скважинного прибора на экранном осциллографе. Количество импульсов на экране осциллографа пропорционально скорости счета в данном канале прибора. При малых скоростях счета в некоторый момент времени импульсы на экране могут отсутствовать. Значения уровней компарации должны быть больше по абсолютному значению уровня помех (см.рис.).

10. Установите в окне управления скважинным прибором значение постоянной времени 1.5 секунды.

11. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 4000 м/ч.

13. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

14. Отключите скважинный прибор.

15. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

16. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 4000 м/ч.

17. На поверхности открутите источникодержатель и поместите источник быстрых нейтронов в контейнер.

6. РКС-3М.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. На мостках подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2, 3 контакты) штырьки.

2. Установите в скважинный прибор источник быстрых нейтронов.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

5. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

6. Произведите спуск скважинного прибора на глубину ~ 50 м для исключения облучения обслуживающего персонала.

7. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ”. Для этого для параметров RFTN, RNTN, GR в поле “Ноль-Коды” введите 0, в поле “Ноль-Физ.единицы” - 0.0, в поле “Стандарт1-Коды” - счет в воде для нейтронных каналов и значение 1 гаммы для канала гамма-каротажа (в имп/мин) и в поле “Стандарт1-Физ.единицы” - 1.0.

8. Подтвердите выбор прибора (РКС).

Канал локатора муфт настройки не требует.

10. Установите в окне управления скважинным прибором значение постоянной времени 1.5 секунды.

11. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 4000 м/ч.

12. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации в интервале, заявленном в масштабе 1:200, не должна превышать 400 м/ч, в интервале, заявленном в масштабе 1:500, - 800 м/ч. В случае, если при скорости 400 м/ч качество локатора муфт неудовлетворительное (пропуски муфт), произведите повторную регистрацию данного интервала со скоростью 800 м/ч.

13. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

Отключите скважинный прибор.

16. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 4000 м/ч.

17. На поверхности открутите источникодержатель и поместите источник быстрых нейтронов в контейнер.

7. СГДТ-НВ.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. На мостках подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

2. Установите в скважинный прибор источник гамма-излучения Cs137.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

5. В соответствии с “Инструкция по проведению работ на станции Мега” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

6. Произведите спуск скважинного прибора на глубину ~ 50 м для исключения облучения обслуживающего персонала.

7. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”. Для этого для каждого параметра в поле “Ноль-Коды” введите 0, в поле “Ноль-Физ.единицы” - 0.0, в поле “Стандарт1-Коды”:

канал ГК - скорость счета (в имп/мин), соответствующую 1 гамме;

каналы толщиномера (TOL) и плотномера (SEL1, SEL2 и INT) – 1.0.

в поле “Стандарт1-Физ.единицы”:

канал ГК - 1.0;

каналы толщиномера (TOL) и плотномера (SEL1, SEL2 и INT) - 1.0, т.е. регистрация производится в импульсах в минуту.

8. Подтвердите выбор прибора.

10. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 3600 м/ч.

11. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 600 м/ч.

12. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м) .

13. Отключите скважинный прибор.

14. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

15. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 3600 м/ч.

16. На поверхности извлеките из прибора источникодержатель и поместите источник гамма-излучения в контейнер.

8. ЦМ-8/10

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. На мостках подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 контакты) штырьки.

2. Установите в скважинный прибор источник гамма-излучения Cs137.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

6. Произведите спуск скважинного прибора на глубину ~ 50 м для исключения облучения обслуживающего персонала.

7. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии “Инструкцией по проведению работ на станции Мега ”. Для этого для каждого параметра в поле “Ноль-Коды” введите 0, в поле “Ноль-Физ.единицы” - 0.0, в поле “Стандарт1-Коды” - счет в модели (в имп/мин) и в поле “Стандарт1-Физ.единицы” - 800.0.

8. Подтвердите выбор прибора (ЦМ-8/10).

10. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 3600 м/ч.

12. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

13. Отключите скважинный прибор.

15. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 3600 м/ч.

16. На поверхности извлеките из прибора источникодержатель и поместите источник гамма-излучения в контейнер.

9.СГП2.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Соедините на мостках электронный и электромеханический блоки прибора.

2. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

3. Установите скважинный прибор на подставки высотой не менее 0,5 м коллимационными окнами вверх.

4. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”.

Для этого для параметров RSDL и RLDL в поле “Ноль-Коды” введите 0, в поле “Ноль-Физ.единицы” - 0.0, в поле “Стандарт1-Коды” -1 и в поле “Стандарт1-Физ.единицы” - 1.0.

В поле “Константа” для параметра RSDL введите значение скорости счета на модели (С_моп), например 2,59 г/см³.

5. Подтвердите выбор прибора.

6. Проконтролируйте наличие сигнала со скважинного прибора на экранном осциллографе. Количество импульсов на экране осциллографа пропорционально скорости счета в данном канале прибора. При малых скоростях счета в некоторый момент времени импульсы на экране могут отсутствовать. Значения уровней компарации должны быть больше по абсолютному значению уровня помех (см.рис.).

7. Прогрейте прибор в течении 15 мин.

8. Установите в прибор источник гамма-излучения Cs137.

9. Установите полевое калибровочное устройство (ПКУ) на зонд скважинного прибора так, чтобы зондовая часть прибора располагалась в выемке ПКУ, а расстояние от края ПКУ до источника гамма-излучения было не менее 7 см.

10. В окне “Контроль глубины” нажмите кнопку “Включить имитацию”.

11. Произведите регистрацию данных в течение 3 минут. Зарегистрированная плотность ПКУ не должна отличаться от плотности ПКУ при базовой калибровке более чем на 0,03 г/см³.

12. Отключите скважинный прибор.

13. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

14. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

15. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

16. Включите скважинный прибор.

17. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 4000 м/ч.

18. Раскройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Раскрыть”.

19. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 400 м/ч.

20. Закройте рычаги прижимного устройства. Для этого в окне управления скважинным прибором выберите команду “Закрыть”.

21. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

22. Отключите скважинный прибор.

23. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

24. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 4000 м/ч.

25. На поверхности проведите контрольную калибровку скважинного прибора..

10. СПАК-6.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1, 2 и 3 контакты) штырьки.

2. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

3. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

4. В соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега” установите счетчик глубины на 0 и введите цену магнитной метки.

7. Укажите в окне “Выбор прибора” требуемый прибор (СПАК-6 (АК), СПАК-6(АКЦ)) и номер скважинного прибора.

8. Отрегулируйте уровень синхронизации используя команду “синхронизация” в окне управления скважинным прибором так, чтобы появилась развертка на осциллографе и устойчивая синхронизация.

9. Установите уровень дискриминации сигнала на осциллографе выше наблюдаемых помех так, чтобы амплитуда первого вступления была выше уровня дискриминации. Для регистрации данных в режиме АКЦ в свободной колонне дополнительно установите на осциллографе время первого вступления головной волны в “свободной колонне” (“время по колонне“) (см.рис).

10. Используя кнопки усиления ВК1 “1:2”, “1:4”, “1:8”, “1:16”, на экранном осциллографе и команду “усилить” в окне управления скважинным прибором, установите необходимую амплитуду сигнала со скважинного прибора.

11. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 5000 м/ч.

12. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 1000 м/ч.

13. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

14. Произведите регистрацию интервала не менее 30 м в “свободной колонне”.

Отключите скважинный прибор.

16. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

17. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч.

11. АКЦ-М.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1-й контакт) штырёк.

2. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

3. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

7. Укажите в окне “Выбор прибора” требуемый прибор (АКЦ-М) и номер скважинного прибора.

9. Установите уровень дискриминации сигнала на осциллографе выше наблюдаемых помех так, чтобы амплитуда первого вступления была выше уровня дискриминации. В свободной колонне дополнительно установите на осциллографе время первого вступления головной волны в “свободной колонне” (“время по колонне“) (см.рис).

11. Опустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 5000 м/ч.

12. Произведите регистрацию данных при подъеме прибора в заявленном интервале. Скорость регистрации не должна превышать 1500 м/ч.

13. В заявленном интервале произведите контрольную запись (не менее 50 м).

14. Отключите скважинный прибор.

16. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч.

12. АККИС-42, АККИС-36.

Инструкция по проведению работ на скважине.

1. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в разъем (1-й контакт) штырёк. Аппаратура рассчитана на работу с малогабаритным кабельным наконечником. Возможно использование переходника для работы с наконечником диаметром 60 мм.

2. В случае необходимости соедините требуемый модуль (модуль резистивиметра или модуль вертушечного расходомера) с прибором АККИС-36.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

6. Введите в базу данных прибора базовые калибровки в соответствии с “Инструкцией по проведению работ на станции Мега”. Для этого для каждого параметра в поле “Ноль-Коды” введите показания в кодах на первой точке, в поле “Ноль-Физ.единицы” – значения параметра в физических единицах на первой точке, в поле “Стандарт1-Коды” - показания в кодах на второй точке и в поле “Стандарт1-Физ.единицы” значение параметра в физических единицах на второй точке.

7. Подтвердите выбор прибора (АККИС-42, АККИС-36, АККИС (РМ) – МЕГА-П, АККИС +РЕЗИСТИВИМЕТР или АККИС-36+РАСХОДОМЕР).

9. Прогрейте прибор в течение 5 минут.

10. Спустите скважинный прибор на кровлю или подошву (в зависимости от плана работ) заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 5000 м/ч (при работе через лубрикатор - не более 3000 м/ч).

11. В соответствии с планом работ произведите регистрацию данных в заявленном интервале (при подъеме или при спуске прибора). В зависимости от поставленных задач необходимо выдерживать следующие скорости регистрации:

-ГК - 200-300 м/ч;

-локатор муфт - 800-1000 м/ч;

-др. параметры - 250-350 м/ч.

Примечание. Если при регистрации данных на спуске прибор шел с посадками, необходимо произвести регистрацию параметров при подъеме.

12. После выполнения указанного в плане (заявке) цикла работ отключите скважинный прибор.

13. Просмотр, предварительная обработка и вывод на печать зарегистрированного материала производится в соответствии с “Инструкцией по работе с редактором “Megaedit”.

14. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч (при работе через лубрикатор - не более 3000 м/ч).

13. ИМММ

Инструкция по проведению работ на скважине.

Нажмите кнопку “ИНКЛ” на пусковой панели. При этом на экран выведутся три окна:

- панель контроля технологических параметров,

«Инклинометр. Регистрация»
«Аппарат».

2. Подсоедините к прибору кабельный наконечник, предварительно установив в

разъем (1-й контакт) штырёк.

3. Поднимите скважинный прибор над устьем скважины.

4. Опуская прибор в скважину, установите кабельный наконечник на “ноль” глубины.

6. Нажмите кнопку “Подключить” и из списка выберите требуемый прибор (ИМММ), указав его номер.

7. Введите поправки для азимута (шифр параметра AZIM) и зенитного угла (шифр параметра DEVI) в поле константа окна калибровок.

8. Откорректируйте уровни компарации на экранном осциллографе. Для этого нажмите кнопку “Настройка” в окне «Аппарат».

9. В окне “Настройка прибора” нажмите кнопку “Настройка порогов”.

11. Нажатием кнопки “Начать настройку” вызовите экранный осциллограф.

12. Следуя указаниям установите требуемые уровни компарации.

13. Введите данные базовой калибровки в случае их отсутствия в базе данных станции. Для этого нажмите кнопку “Настройка поправок”.

14. В поля “Текущие поправки” введите данные базовой калибровки. Закройте окно, нажав кнопку “Записать эти поправки”.

15. Для проведения измерений нажмите кнопку “Работа”.

16. Измените в случае необходимости имя файла, введите глубину первой точки измерений в поле “Начальная глубина” и нажмите кнопку “Начать работу”.

17. В окне “Инклинометр: регистрация” выберите режим регистрации: “ручной” или “автоматический”.

18. Спустите скважинный прибор на подошву заявленного интервала. Скорость спуска должна быть не более 5000 м/ч.

19. При “ручном” режиме, остановив прибор в точке измерений, нажмите кнопку “Провести замер”. После окончания измерения в поле “Данные регистрации” и “Список проведенных замеров” выведутся измеренные значения угла и азимута.

20. Измените или подтвердите глубину текущей точки, нажав кнопку “Задать глубину”.

21. Поднимите прибор на следующую точку измерений и проведите измерения согласно пп.19-20.

22. При “автоматическом” режиме работ перед началом измерений введите шаг измерений (расстояние между точками измерений), интервал глубины между выводом требования об остановке прибора и точкой измерения и количество измерений на одной точке (в окне “Инклинометр: регистрация”, “Шаг по глубине”, “Предупредить за” и “Число замеров”). После установки прибора в начальной точке измерения будут производиться автоматически через заданный шаг по глубине.

23. Поднимите прибор на следующую точку измерений. Требования об остановке прибора для проведения измерений и сообщения об окончании измерений будут выводиться в строке сообщений и дублироваться голосом.

В процессе проведения работ настройки автоматического режима (“Шаг по глубине”, “Предупредить за”, “Число замеров”) в случае необходимости можно корректировать.

24. В случае, если при работе в ЛБТ в строке сообщений появилось сообщение “МУФТА”, произведите измерение на 3м выше.

25. После окончания работ нажмите кнопку “Закончить работу”.

26. Для отключения прибора нажмите кнопку “Выключить”.

27. Подъем прибора на поверхность должен производится со скоростью не выше 5000 м/ч.

Приложение 2.

Требования техники безопасности при выполнении работ на

скважине.

Геофизические исследования в скважине должны проводится в присутствии ответственного представителя «заказчика» (работника геологической службы) под руководством начальника партии или другого ответственного инженерно-технического работника.
Геофизические исследования разрешается производить только в специально подготовленных скважинах. Подготовка должна обеспечить беспрепятственный спуск и подъем каротажных зондов и скважинных приборов в течении времени, необходимого для проведения всего комплекса геофизических исследований.
Подготовленность скважины к геофизическим исследованиям оформляется актом, который подписывается ответственными представителями «заказчика» и геофизического предприятия.
Запрещается проводить геофизические исследования в скважинах:

а) газирующих и поглощающих;

б) с уровнем бурового раствора ниже статического (на месторождениях нефти и

газа);

в) при выполнении на буровой установке работ не связанных с геофизическими

исследованиями.

Перед проведением геофизических работ необходимо замерить величину сопротивления заземляющего провода от каротажной станции до места его присоединения к контуру заземления буровой. Суммарная величина сопротивления заземляющего провода и контура заземления буровой (по акту готовности скважины) не должна превышать 10 Ом.
Инструмент и материалы, не имеющие непосредственного отношения к геофизическим работам, должны быть убраны от устья скважины и с приемных мостков, а машинные ключи отведены в сторону и надежно закреплены.
Между каротажной станцией и устьем скважины не должны находится предметы, препятствующие движению кабеля, а пол буровой очищен от промывочной жидкости, грязи и т.д.
Для подключения геофизического оборудования к силовой или осветительной сети у скважины должна иметься постоянно установленная штепсельная розетка с заземляющим контактом (в исполнении пригодном для наружной установки). Розетка должна устанавливаться в месте, удобном для подключения к ней геофизического оборудования.
При работе в темное время суток все рабочие площадки должны иметь освещение, обеспечивающее безопасность работ (см. табл. № 1).

Таблица №1

Нормы освещенности

Места освещения

Освещенность, лк

Рабочие места у бурового стенка (ротора, лебедки)

Щиты контрольно-измерительных приборов

Полати, площадка для кронблока

Двигатели, насосы

Лестницы, входы в буровую, приемный мост, зумпф для промывочной жидкости

Персонал каротажного отряда при работе на буровой должен применять защитные каски и предохранительные пояса при работе на высоте более 3 м.
Каротажное оборудование при работе на скважинах должно размещаться на подготовленной для этого площадке так, чтобы была обеспечена хорошая видимость и сигнализация между подъемником, станцией и устьем скважины. Каротажная станция должна быть поставлена на тормоза и надежно закреплена.
Спуско-подъемные операции в скважинах разрешается производить как через наземные, так и через подвесные блок-балансы. Блок-баланс должен быть прочно укреплен над устьем скважины. Подвесной ролик, крепящийся на крюке талиевого блока, необходимо укреплять растяжками. Оттяжной ролик необходимо прочно (болтами, хомутами и т.п.) укреплять у ротора или на полу буровой.

Запрещается крепление блок-баланса канатными укрутками.

Запрещается проводить работы при неисправности датчиков глубин и натяжения или при их отсутствии.
Допускается работа без датчиков при использовании лебедки с ручным приводом.
Перед спуском прибора в скважину необходимо проверить исправность механизмов подъемника, надежность крепления зонда к кабелю, а также надежность блоков и зацепных крюков, используемых для подъема грузов и снарядов.
Прочность крепления скважинных снарядов к кабелю должна быть не более ²/₃ разрывного усилия кабеля.
Исправность систем тормозного управления, кабелеукладчика, защитных ограждений подъемника и надежность крепления лебедки к раме автомобиля должны проверяться лебедчиком каждый раз перед началом работ в скважине. Не реже одного раза в месяц должен производиться профилактический осмотр спуско-подъемных механизмов.
Запрещается в случае повреждения тормоза лебедки останавливать скважинный снаряд за кабель вручную.
Во избежание затаскивания скважинных приборов на блок-баланс при подъеме кабеля на кабеле должны быть установлены три предупредительные метки.
Скважинные приборы и грузы массой более 40 кг или длиной более 2 м независимо от массы должны подниматься и опускаться в скважину каротажным подъемником, ручной или буровой лебедкой. При применении буровой лебедки к работе привлекается буровая бригада.
Длина кабеля должна быть такой, чтобы при спуске скважинного снаряда на максимальную глубину на барабане лебедки оставалось на менее половины последнего ряда витков кабеля.
Перед включением лебедки лебедчик обязан установленным сигналом предупредить окружающих о начале подъема или спуска кабеля.
Запрещается во время спуско-подъемных операций в скважине:

а) наклонятся над кабелем, переходить через него и под ним, а также браться руками

за движущийся кабель. На барабан подъемника кабель должен направляться

кабелеукладчиком;

б) производить поправку или установку меток, откусывать торчащие проволоки и

заправлять их концы при движении кабеля;

в) очищать кабель вручную от грязи или бурового раствора.

Скорость подъема кабеля при подходе скважинного снаряда к башмаку обсадной колонны и после появления первой предупредительной метки должна быть снижена до 250 м/ч.
Не допускается проведение работ при наличии «фонарей» на бронированном кабеле до их устранения.
Измерения в скважинах при наличии на устье давления должны производиться через лубрикатор с самоуплотняющимся сальником. Спуск прибора в работающую скважину разрешается только после проверки герметичности лубрикатора.
В процессе соединения и разъединения, а также разрядки лубрикатора скважинный прибор должен быть установлен на полностью закрытую буферную задвижку.
При высоких дебитах и давлении газа, создающих вибрацию арматуры, лубрикатор должен крепиться оттяжками.
Для освобождения прихваченного или заклинившегося в стволе скважины кабеля следует его непрерывно «расхаживать». Если «расхаживанием» кабель освободить не удается, дальнейшие работы по ликвидации прихвата должны вестись по согласованию руководителей предприятий – геофизического и заказчика.
Запрещается находиться между лебедкой и устьем скважины при сильном натяжении кабеля, освобождаемого от прихвата.
При возникновении пожара, а также выброса, фонтанирования оператор обязан немедленно прекратить работу, отключить станцию и вывезти ее в безопасное место.
Допускается подключать кабель к источнику питания только по окончании сборки рабочей электросхемы станции. О моменте включения должны быть оповещены все работники отряда. Подключение должно производиться лицом, имеющим на это право.
Кабель, соединяющий оборудование с электросетью, должен подвешиваться на высоте не менее 2 м или прокладываться на козлах, подставках высотой не менее 0,5 м от земли в стороне от проходов, дорог и тропинок.