1
Доступно поисковых запросов: 1 из 2
Следующий пробный период начнётся: 02 октября 2022 в 10:17
Снять ограничение

ГОСТ Р 53375-2016

Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
Действующий стандарт
Проверено:  24.09.2022

Информация

Название Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования
Название английское Oil and gas wells. Geological-technological logging. General requirements
Дата актуализации текста 01.01.2021
Дата актуализации описания 01.01.2021
Дата издания 18.08.2016
Дата введения в действие 01.03.2017
Область и условия применения Настоящий стандарт устанавливает требования к геолого-технологическим исследованиям (ГТИ) нефтяных и газовых скважин: службе ГТИ, подготовке скважин, аппаратуре и оборудованию с целью обеспечения безопасности при проведении ГТИ
Опубликован Официальное издание. М.: Стандартинформ, 2016 год
Утверждён в Росстандарт
Взамен ГОСТ Р 53375-2009ГОСТ недействующий

     
     ГОСТ P 53375-2016

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ


СКВАЖИНЫ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ


Геолого-технологические исследования. Общие требования


Oil and gas wells. Geological-technological logging. General requirements



ОКС 73.020

Дата введения 2017-03-01

     

Предисловие

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

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июля 2016 г. N 849-ст

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

5 ВЗАМЕН ГОСТ Р 53375-2009


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

     1 Область применения


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

     2 Нормативные ссылки


В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

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

ГОСТ 8.417-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

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

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

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

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

     3 Термины и определения


В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

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

Примечание - Гармонизировано с Федеральным законом [1], статья 2, пункт 2.3.

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

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

Примечание - Приводится для параметров, изменение которых не может быть описано экспоненциально.

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

Примечание - Определяется для каждого объекта в отдельности.

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

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

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

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

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

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

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

Примечания

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     4 Обозначения и сокращения

4.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения:

- метан;

- этан;

- пропан;

- бутан;

- пентан.

4.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВПД - аномально высокое пластовое давление;

АВПоД - аномально высокое поровое давление;

БУ - буровая установка;

ГИС - геофизические исследования скважин;

ГТИ - геолого-технологические исследования;

ИК-спектрометрия - инфракрасная спектрометрия;

ТВД - термовакуумная дегазация;

УЭП - удельная электрическая проводимость.

     5 Общие положения

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

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

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

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

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

- изучения геологического разреза;

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

- выполнения природоохранных требований.

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

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

5.5 Первичной информацией для ГТИ являются:

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

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

- исходные данные проекта на строительство скважины;

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

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

5.6 Выходной информацией ГТИ являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

5.10 Техническую, эксплуатационную и отчетную документацию следует представлять на русском языке, она не должна противоречить ГОСТ 8.596, ГОСТ 8.674* и ГОСТ 8.678*. Единицы измерений используют в соответствии с ГОСТ 8.417.

________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 8.674 и ГОСТ Р 8.678 соответственно. - Примечание изготовителя базы данных.

     6 Задачи ГТИ

    6.1 Обеспечение безопасности проведения работ при строительстве скважины


Для повышения безопасности проведения работ в рамках ГТИ решают задачи:

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

- диагностики предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени;

- контроля долива скважины.

     6.2 Обеспечение соблюдения правил недропользования


Для выполнения правил недропользования решают задачи:

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

- контроля выполнения проектных требований к вскрытию продуктивных пластов.

     6.3 Геологические задачи

6.3.1 При ГТИ решают геологические задачи:

- построения в процессе бурения фактического литологического разреза скважины;

- оперативного выделения опорных пластов-реперов;

- проведения литолого-стратиграфического расчленения разреза;

- оперативного выделения пластов-коллекторов;

- определения характера насыщения коллекторов;

- оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.

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

     6.4 Технологические задачи


ГТИ используют для решения технологических задач:

- оптимизации процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач;

- распознавания и определения продолжительности технологических операций;

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

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

- контроля гидродинамических параметров в скважине;

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

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

- контроля спуска и цементирования обсадной колонны;

- диагностики работы бурового оборудования.

     6.5 Расширение комплекса ГТИ за счет новых технологий

6.5.1 Контроль крепления ствола скважины

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

Технология обеспечивает:

а) контроль следующих технологических операций:

1) подготовка ствола скважины к спуску колонны,

2) спуск и долив колонны,

3) цементирование и ожидание затвердения цемента,

4) испытания на герметичность;

б) регистрацию следующих параметров:

1) объемы закачиваемых и выходящих растворов,

2) расход и давление в нагнетательной магистрали,

3) температура и плотность закачиваемых и выходящих растворов,

4) сопротивление (проводимость) выходящих растворов.

6.5.2 Контроль процессов освоения и испытания скважин

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

Технология контроля должна обеспечивать:

- описание технологических операций;

- регистрацию объемов закачиваемых и выходящих растворов;

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

- отбор и анализ проб пластового флюида.

     6.6 Технико-экономические задачи


ГТИ позволяют решать следующие технико-экономические задачи:

- определение технико-экономических показателей бурения;

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

     6.7 Научно-исследовательские задачи


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

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

- испытание новых технических средств, методик и технологий.

     6.8 Информационные задачи


ГТИ обеспечивают решение информационных задач:

- синхронизации работы регистрирующих комплексов на буровой;

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

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

- составления сводных форм оперативной отчетности;

- передачи информации ГТИ по каналам связи.

     7 Комплексы ГТИ

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


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

Обязательное исследование

Дополнительное исследование

Исследование проб шлама, керна, бурового раствора

Отбор проб шлама через 5 м по всему разрезу и через 1-2 м в перспективных интервалах

Измерение окислительно-восстановительного потенциала горных пород

Макро- и микроскопическое описание шлама и керна

Пиролитический анализ горных пород для определения содержания углеводородов и органического вещества

Фракционный анализ шлама

Фотоколориметрия образцов пород по шламу и керну

Измерение карбонатности (кальцит, доломит и нерастворимый остаток) в породе

Люминесцентно-битуминологический анализ бурового раствора

Люминесцентно-битуминологический анализ шлама и керна

Измерение вязкости и водоотдачи бурового раствора

Оценка плотности и пористости пород по шламу и керну

Измерение весового удельного содержания и плотности нефти в образцах горных пород методом количественного флюоресцентного анализа

Измерение суммарного содержания горючих газов в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора

Определение ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола методом экспресс-хроматографии по керну, шламу и буровому раствору

Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородного газа в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора

Гамма-спектрометрия горных пород по шламу и керну

Периодическая ТВД проб бурового раствора для определения газонасыщенности бурового раствора и калибровки дегазатора непрерывного действия

ЯМР-анализ горных пород по шламу и керну

Измерение удельного содержания нефти в образцах горных пород инфракрасным спектрометрическим методом

Измерение содержания основных породообразующих минералов ИК-спектрометрическим методом

Измерение объемного газосодержания бурового раствора компрессионным методом

-

-

Определение содержания в буровом растворе иона НСО

-

Дискретное или непрерывное измерение компонентного состава углеводородных газов, водорода, гелия, углекислого газа, азота, кислорода в газовоздушной смеси, извлеченной из непрерывно дегазируемого бурового раствора

Измерение и расчет технологических параметров

Глубина скважины и механическая скорость проходки

Виброакустические характеристики работы бурового инструмента

Вес на крюке и нагрузка на долото

-

Давление бурового раствора на стояке манифольда

-

Давление бурового раствора в затрубном пространстве

-

Число ходов насоса

-

Расход бурового раствора на входе в скважину

-

Расход бурового раствора на выходе из скважины

-

Уровень и объем бурового раствора в приемных емкостях и доливочной емкости

-

Скорость спуска и подъема бурильного инструмента

-

Плотность бурового раствора на входе и выходе из скважины

-

Скорость вращения ротора (при роторном бурении)

-

Крутящий момент на роторе (при роторном бурении)

-

Удельное электрическое сопротивление раствора на входе и выходе из скважины

-

Температура раствора на входе и выходе из скважины

-

Допускается применение других методов определения нефтенасыщенности.

Допускается использование индикатора потока.

9 закупок
Свободные
Р
Заблокированные
Р
Роль в компании Пользователь

Для продолжения необходимо войти в систему

После входа Вам также будет доступно:
  • Автоматическая проверка недействующих стандартов в закупке
  • Создание шаблона поиска
  • Добавление закупок в Избранное