Модуль «Кедр-м-инкл-76»

Модуль «Кедр-М-ИНКЛ-76» предназначен для измерения азимута и зенитного угла скважины, а также углов поворота корпуса прибора относительно магнитного меридиана и апсидальной плоскости скважины.

Применяется для исследования необсаженных скважин с измерением азимута, зенитного угла и угла поворота, а также для исследования обсаженных скважин с измерением только зенитного угла.

Калибровочные коэффициенты, даты калибровки, номер модуля, точки записи, мнемоники кривых, хранятся в энергонезависимой памяти модуля.

Модуль предназначен для решения следующих задач:

 контроль заданного направления оси ствола скважины в пространстве в процессе бурения;

 определение истинных глубин залегания продуктивных пластов.

Рисунок 3.5 Кедр-М-ИНКЛ-76

Характеристики	Значения
Диаметр, мм	76
Длина, мм	2760
Каналы зенитного угла
Диапазон измерения, ... º	0÷180
Абсолютная погрешность, ... º, не более	±0,5
Каналы азимута:
Диапазон измерения, °	0÷360
Абсолютная погрешность, ... °
для зенитных углов более 3°, не более	± 1
для зенитных углов менее 3°, не более	±(0,125/sinθ + 0,4)
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более	30
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее	7

Таблица 3.5 Технические характеристики Кедр-М-ИНКЛ-76

Модуль скважинный «Кедр-м-эк-76»

Модуль скважинный "Кедр-М-ЭК-76" предназначен для измерения кажущегося удельного сопротивления горных пород, методами стандартного каротажа (КС), бокового каротажного зондирования (БКЗ), потенциала самопроизвольной поляризации (ПС).

Модуль подключается непосредственно к каротажному кабелю без модуля Кедр-М-ТЛМ-76. Модуль опрашивает подключенные снизу иные модули прибора и передает информацию на каротажную лабораторию семейства "Кедр".

Особенности

• Автоматическая диагностика косы БКЗ на поверхности, перед спуском в скважину на наличие «утечки» между электродами или электродами и корпусом прибора.

• Автоматическая регулировка силы тока через токовые электроды, что расширяет динамический диапазон измеряемых параметров.

Характеристики	Значения
Диаметр, мм	76
Длина с косой БКЗ, м	18
Зонды БКЗ: A8,0M1,0N A4,0M0,5N A2,0M0,5N N0,5M2,0A A1,0M0,1N A0,4М0,1N N11,0M0,5A
Диапазон измерения, Ом*м	от 0,2 до 5000
Основная относительная погрешность, %, не более	±[2,5 + 0,004*(ρв/ρ-1)], где ρв — верхнее зна- чение диапазона изме- рений, ρ — измеренное значение УЭС
Зонд ПС:
Диапазон измерения, В	±1,2
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более	30
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее	7

Таблица 3.6 Технические характеристики Кедр-М-ЭК-76

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-СКП-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-СКП-76» предназначен для измерения геометрии ствола скважины с помощью четырех независимых рычагов.

Рисунок 3.6 Кедр-М-СКП-76

Характеристики	Значения
Диаметр, мм	76
Длина, м	3,4
Каналы каверномера:
Диапазон измерения радиуса каждым рычагом, мм	от 50 до 300

Таблица 3.7 Технические характеристики Кедр-М-СКП-76

Продолжение таблицы 3.7

Абсолютная погрешность, мм, не более	±3
Усилие прижатия рычагов к стенке скважины, Н, не менее	60
Время раскрытия рычагов, мин., не менее	2
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность в режиме измерения, Вт, не более	5
Потребляемая мощность в режиме раскрытия рычагов, Вт, не более	150
Время установления рабочего режима после включения, мин., не более	1
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее	7

Особенности

• Время раскрытия рычагов меньше двух минут.

• Минимальное усилие прижатия рычагов к стенке скважины 60 Ньютон.

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-НГК-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-НГК-76» предназначен для измерения мощности экс-позиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения и водонасыщенной пористости пород методом нейтронного гамма-каротажа.

Прибор рассчитан на работу с Pu+Be(5*106 н/c) источником быстрых нейтронов ИБН-8-5. Размеры зонда НГК = 600мм.

Рисунок 3.7. Модуль скважинный «Кедр-М-НГК-76»

Характеристики	Значения
Диаметр, мм	76
Длина, м	3200
Канал НГК
Диапазон измерения водонасыщенной пористости, %	1 … 40
Основная относительная погрешность измерения водона- сыщенной пористости, %, не более	±[4,2 + 2,3*(40/kп -1)]
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более	6

Таблица 3.8 Кедр-М-НГК-76

Продолжение таблицы 3.8

Время установления рабочего режима после включения, мин., не более	1
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее	7

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-АК-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-АК-76» предназначен для измерения параметров

распространения волн по породе и волны по обсадной колонне с целью определения

коэффициента пористости и модулей упругости пород в скважинах с открытым

стволом или оценки качества цементирования обсадной колонны.

Рисунок 3.8. Модуль скважинный «Кедр-М-АК-76»

Характеристики	Значения
Диаметр, мм	76
Длина, м	8400
Диапазоны измерения интервального времени пробега про- дольной и Лэмба волн, мкс/м	120 … 660
Основная относительная погрешность измерения интерваль- ного времени, %, не более	±1
Диапазон измерений интервального времени пробега поперечной волны, мкс/м	170...660
Основная абсолютная погрешность измерения интервального времени поперечной волны, мкс/м, не более	±2
Диапазон измерения амплитуда затухания продольной волны по породе и колонне дБ	0...60
Основная относительная погрешность измерения амплитуда затухания, %, не более	±5
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более	6
Время установления рабочего режима после включения, мин., не более	1
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее	7

Таблица 3.9 Технические характеристики Кедр-М-АК-76

Особенности

1. Модуль имеет переключаемый по команде коэффициент усиления из ряда: 1, 2, 5, 10, 20, 50, 100.

2. Оцифровка акустического сигнала производится непосредственно в модуле

одновременно по всем четырем приемникам. Разрядность примененных АЦП -16 бит. Дискретность оцифровки выбирается из ряда 2, 4, 5 мкс и переключается командой из драйвера прибора. Длительность окна оцифровки переключается командой из драйвера прибора в диапазоне 2...8 мс с шагом 1 мс.

3. Суммарная нестабильность времени регистрации волнового фронта относительно фронта акустического импульса излучателя (джиттер) не превышает 200 нс.

3.3.2 Методика измерений (выбор масштабов, силы тока, подготовка аппаратуры и оборудования, спуск, подъем кабеля (бурильных труб))

Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач, и включает в себя: [23]

а) выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

б) тестирование наземных средств и приборов;

в) формирование описания объекта исследований;

г) полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями и после проведения исследований;

д) проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных.

Выбор скважинных приборов или сборки приборов определяется, совместимостью методов ГИС при их одновременной регистрации, конструктивными возможностями соединения различных модулей в одной сборке, наличием зумпфа, обеспечивающего исследования заданного интервала самым верхним модулем в сборке при проведении ГИС, скоростями регистрации данных приборами отдельных методов.

Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов. Оно включает, тестирование системного блока регистратора, тестирование датчиков глубины, магнитных меток и натяжения, настройку и калибровку АЦП, проверку работоспособности отдельных приборов и их сборок.

Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.

Порядок работы на скважине

Измерения на скважине проводятся в соответствии с технологической схемой, обеспечиваемой используемым регистратором, при выполнении следующих операций:

- развертывание аппаратуры, ее включение, настройка и проверка работоспособности;

- прогрев аппаратуры в течение 10¸15 минут (эта операция обычно совмещается со спуском в скважину);

- спуск прибора в скважину в интервал с повышенной активностью; скорость спуска не должна превышать 3000 м/час;

- проведение полевой калибровки канала СГК; при работе в связке с аппаратурой нейтронного каротажа следует учитывать возможность активации породы и элементов конструкции скважины нейтронами, а потому полевая калибровка должна в этом случае выполняться вне интервала записи;

- доставка прибора в интервал каротажа;

- проведение каротажа с повторением интервала (не менее 50 м) с наибольшей дифференциацией либо интервала, представляющего наибольший интерес; скорость записи при проведении повторного замера должна соответствовать скорости записи основного замера;

- редактирование записи (при выявлении брака записи исследования выполняются повторно);

- выключение прибора, подъём и извлечение прибора из скважины; подъем прибора вне интервала исследования ведется со скоростью не более 3000 м/час;

- свертывание аппаратуры

При спуске прибора в скважину и проведении каротажа обязательному контролю подлежат стабильность приема данных (количество сбоев по приему данных не должно превышать 1 на 10 метров записи) и параметров питания аппаратуры. При проведении каротажа дополнительно следует визуально контролировать качество стабилизации энергетической шкалы – характерные пики текущего регистрируемого спектра и спектра полевой калибровки не должны расходиться более чем на 4¸6 каналов

Спуск приборов производят под действием привода лебедки каротажного подъемника, массы кабеля и прибора со скоростью не более 3000 м/ч. Спуск сборок ведут со скоростью не более 3000 м/ч.

Регулирование скорости спуска осуществляют тормозом барабана лебедки или программно, если работы выполняют с использованием каротажного подъемника с гидро- или электроприводом. При спуске не допускается резкое торможение барабана лебедки во избежание соскакивания с него витков кабеля. Не рекомендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъемника.

Движение приборов на спуске контролируют по натяжению (провисанию) кабеля, датчику натяжения и по изменению на экране монитора значений величин, измеряемых приборами. Допускается выполнять во время спуска операции контроля режимов работы скважинных приборов, проводить контрольные записи против опорных горизонтов и т.п.

При затрудненном спуске скважинных приборов, обусловленном вязкой промывочной жидкостью, наличием в скважине сальников и уступов, допускается увеличение массы приборов за счет закрепляемых снизу специальных грузов. При наличии в скважине уступов целесообразно увеличение длины груза.

В особо сложных случаях, по согласованию с недропользователем, приборы спускают в исследуемый интервал через бурильные трубы со скоростью не более 2000 м/ч при условии, что внутренний диаметр труб должен быть больше внешнего диаметра приборов не менее чем на 10 мм.

За 50 м до забоя скважины скорость спуска приборов необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод лебедки.

Перепуск кабеля в скважину не должен превышать 2 - 5 м. Во избежание прихвата прибора или залипания геофизического кабеля стоянка приборов на забое не должна превышать 5 минут. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

Длительность технологических остановок приборов для проведения исследований (например, для отбора проб пластовых флюидов или образцов пород) устанавливают соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем. Длительная стоянка может предусматривать требование «расхаживания» кабеля в пределах нескольких метров.

Калибровка скважинных приборов

К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая орга­низация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п.

Калибровку выполняют с использованием образцовых техни­ческих средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на дан­ный тип приборов или оборудования,

Первичную калибровку выполняет изготовитель (по­ставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудова­ния. Результаты первичной калибровки являются составной ча­стью эксплуатационной документации поставляемых техничес­ких средств.

Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна прово­диться с периодичностью, указанной в эксплуатационной доку­ментации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в экс­плуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборато­рии, предназначенной для проведения исследований этими при­борами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок досто­верности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной доку­ментации на приборы и оборудование.

Измерения при калибровках необходимо проводить с исполь­зованием наземного оборудования (геофизический кабель, ре­гистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатацион­ной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодичес­ких калибровок.

Калибровка прибора электрического каротажа.

Калибровку аппаратуры выполняют путем измерения действительных значений УЭС, воспроизводимого метрологическим оборудованием (стандартными образцами или имитаторами УЭС). Поверку аппаратуры ЭК выполняют путем сравнения полученной при калибровке оценки характеристики основной погрешности с нормированным пределом допускаемого значения этой характеристики. Нормированный предел основной погрешности прибора, применяемого для измерений выходного сигнала аппаратуры, не должен превышать 0,2 нормированного предела основной погрешности калибруемой аппаратуры. При калибровке аппаратуры ЭК считывание измеренных значений УЭС целесообразно выполнять непосредственно с выхода каротажного регистратора на экране монитора.

Процедура поверки аппаратуры ЭК включают следующие основные операции:

1. внешний осмотр, опробование и подготовку аппаратуры к измерениям;

2. выполнение измерений УЭС, воспроизводимых эталонами;

3. определение оценки основной погрешности в каждой точке контроля;

4. определение годности (негодности) аппаратуры к применению путем сравнения полученной оценки погрешности с ее нормированным пределом;

5. оформление свидетельства о поверке.

Калибровка аппаратуры гамма каротажа ГК:

Калибруемый скважинный прибор с детектором устанавливают на фиксированном расстоянии от излучателя с эталонным источником гамма-излучения. Излучатель закрывают экраном с коллимационным окном. По запускающему импульсу от управляющего компьютера устройство вращения разворачивает кассету до тех пор, пока луч от излучателя, проходящий через коллимационное окно крышки, не перекроется сектором кассеты с полным поглощением. В этот момент блок сопряжения выдаст на управляющий компьютер нулевой сигнал, по которому запускается программа калибровки скважинного прибора. То есть по команде управляющего компьютера устройство вращения разворачивает кассету относительно крышки, последовательно меняя секторы с поглотителями. Интенсивность излучения от излучателя через коллимационное окно посредством детектора калибруемого скважинного прибора фиксируется блоком сопряжения, анализатор которого регистрирует число импульсов, проходящих через каждый из секторов при их последовательном перекрытии коллимационного отверстия, и выдает соответствующую информацию на управляющий компьютер.

После полного оборота кассеты экрана (при возвращении к исходному сектору) управляющий компьютер подает сигнал о завершении калибровки и выдает распечатку сертификата калибровки скважинного прибора гамма-каротажа.

В зависимости от условий эксплуатации данной установки разворот кассеты может осуществляться как в автоматическом, так и в ручном режиме по команде оператора.

Калибровка прибора АК.

При калибровке и поверке аппаратуры акустического каротажа в качестве измеряемых параметров приняты следующие: интервальное время распространения ультразвука в диапазоне от 140 до 600 мкс/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности 3%; коэффициент затухания ультразвука в диапазоне от 2 до 30 дБ/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности 15%.

Для калибровки аппаратуры акустического каротажа методом прямых измерений применяют стандартные образцы скорости распространения и коэффициента затухания ультразвука. Они выполнены в виде трубных волноводов, конструктивно представляющие собой стальные, стеклопластиковые, асбоцементные и полиэтиленовые трубы длиной 4 или 6 м, заполненные водой.

Все волноводы устанавливаются в шахту или трубный контейнер диаметром (0,60,8) м, рис. 6.

Рисунок 3.9 Схема и фото комплекта трубных волноводов

для аппаратуры АК

Технические характеристики трубных волноводов приведены в таблице 3.10

Номер образца	Материал – носитель свойств	Внутренний  волновода, мм	Интервальное время, мкс/м	Коэффициент. Затухания (на f=20 кГц), дБ/м
№ 1	Сталь	(125±2)	182±1	(2,5 3,0)
№ 2	Асбоцемент	(1352)	330±2	(2,03,0)
№ 3	Стеклопластик	(115±2)	352±2	(6,06,5)
№ 4	Полиэтилен	(145±2)	540±3	(13,015,0)

Таблица 3.10 Значения воспроизводимых интервального времени, коэффициента затухания и доверительных границ погрешности определяются в процессе их метрологической аттестации после монтажа волноводов на объекте.

Калибровка

Методика калибровки измерительных каналов аппаратуры АК с использованием эталонных волноводов основана на прямых измерениях калибруемой аппаратурой интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука, воспроизводимых стандартными образцами акустических параметров (волноводами). Зонд аппаратуры АК коаксиально помещают в центральную часть волновода, заполненного водой. Выполняют однократные измерения интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука.

Оценку абсолютной погрешности _оi измерений в каждой i-той точке контроля (в каждом волноводе) определяют по формулам:

(3.1)

, (3.2)

где t_i и _i – показания аппаратуры (измеренные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука) в i-той точке контроля; t_эi и _эi – эталонные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука в i-той точке контроля.

Калибровка НГК

Контроль аппаратуры НГК можно проводить, наблюдая показания от эталонного источника гамма-излучения. Рекомендуются два способа контрольных измерений.

При первом способе:

1. устанавливают зонд в горизонтальное положение на высоте 1,5 м над землей, при этом вблизи прибора недолжно быть каких-либо предметов; при помощи кронштейна на расстоянии 1 м выше прибора

2. против середины индикатора устанавливают эталонный источник и проводят измерения, при этом погрешность измерения не должна превышать 1%;

3. удаляют источник не менее чем на 15 м и измеряют натуральный фон, погрешность измерения - 3%;

4. разница в скорости счета при обоих измерениях является контрольным показанием.

При втором способе:

1. надевают на кожух зонда специальную насадку, имеющую гнездо для эталонного источника (радиевый источник марки 0-51 с номинальным содержанием радия 0,01 мг);

2. устанавливают в гнездо источник и проводят два измерения - при наличии свинцового экрана (между источником и индикатором) и без него (требования к точности измерения те же, что и в первом способе);

3. разность измерений дает контрольное показание.

Аппаратура работает стабильно при условии, если величина контрольного показания отличается при эталонировании аппаратуры не более чем на 5%. Эталонирование аппаратуры НГК в баке с водой проводится не реже одного раза в месяц, а также при смене индикатора или радиодеталей, которые вызывают изменение характеристики аппаратуры.

Калибровка Инклинометров.

В качестве эталонных средств измерений при градуировке, калибровке и поверке инклинометров применяют следующие:

1) Установка УАК-СИ-АЗВ для автоматизированной калибровки скважинных инклинометров;

2) Установки УПИ-1, УКИ-2 и УСИ-2 для ручной калибровки и поверке инклинометров.

Для настройки инклинометров в заводских условиях используются специальные установки, воспроизводящие изменение углов через каждые 5^о с пределами основной абсолютной погрешности менее 1 угловой минуты.

Установка УАК-СИ-АЗВ относится к наиболее совершенным инклинометрическим установкам. Она позволяет выполнять автоматизированную калибровку магнитометрических и гироскопических инклинометров методом прямых измерений углов, воспроизводимых эталонной установкой.

Конструктивно установка выполнена из немагнитных материалов в виде жесткой рамки, вращающейся вокруг вертикальной оси, с зажимным узлом для крепления инклинометра, вращающимся вокруг горизонтальной оси в рамке, рис. 12.

Установка воспроизводит следующие углы:

- азимутальные в диапазоне от 0 до 360^о с пределами основной абсолютной погрешности ±15 угловых минут;

- зенитные в диапазоне от 0 до 180^о с пределами основной абсолютной погрешности ±3 угловых минуты;

- углы вращения прибора вокруг собственной оси в диапазоне от 0 до 360^о с пределами основной абсолютной погрешности ±15 угловых минут.

При проведении градуировки инклинометров должны отсутствовать вибрации, тряска, удары, электрические и магнитные поля, являющиеся источником погрешности выполняемых угловых измерений.

Калибровка прибора кавернометрии.

При калибровке каверномеров-профилемеров в качестве эталонов используются измерительные кольца, концевые меры в виде «ромба» и «елки», установки с ручным управлением и автоматизированные установки.

Комплект эталонных измерительных колец предназначен для калибровки каверномеров и профилемеров и выполнен в виде набора стальных цилиндров

Рисунок 3.10 Фото комплекта 5-ти эталонных колец для градуировки

и калибровки каверномеров-профилемеров

К недостаткам измерительных колец относится то, что с их использованием не представляется возможным оценивать вариацию показаний (люфты) каверномеров, так как изменение диаметра при заправке рычагов каверномера в кольцо происходит только со стороны меньших значений. Устройства «Ромб» и «Елка» в виде концевых мер длины также не позволяют оценивать вариацию.

На рис. 10. показан общий вид установки УПК-1 для калибровки и поверки каверномеров и профилемеров.

 

Каверномер           Узел крепления каверномера       Блок эталонных колец       Механизм поъема блока Эталонных колец     Основание установки

Рисунок 3.11 Общий вид установки УПК-1

для калибровки каверномеров

Она позволяет оценивать вариацию показаний каверномеров и профилемеров. В ней вращающийся блок эталонных колец, установленных в одной плоскости, имеет возможность рычагам каверномера и профилемера скользить по рабочей поверхности и плавно переходить с одного кольца на другое. При вращении в одну сторону рычаги поочередно переходят на одно и тоже кольцо со стороны меньших значений, а при вращении блока колец в противоположную сторону – со стороны больших значений. При этом разность показаний каверномера (профилемера) принимается за оценку вариации.

Однако такая установка обладает рядом недостатков, связанных с техническими трудностями при выполнении калибровочных работ. По мере раскрытия рычагов каверномера приходится приподнимать блок эталонных колец, чтобы рычаги не «выпрыгнули» из кольца большего диаметра. Поверхность эталонных колец изнашивается в результате трения о твердосплавные напайки на измерительных рычагах. Производительность такой установки весьма низкая.

На рис. 11 показана установка УАК-Кав-700 для автоматизированной калибровки каверномеров и профилемеров.

 

Каверномер   Мачта         Привод подъема каверномера       Блок эталонных колец           Основание

Рисунок 3.12 Фото установки УАК-Кав-700 для автоматизированной

калибровки каверномеров и профилемеров.

Блок эталонных колец содержит 4 кольца, с внутренним диаметром 130, 300, 500 и 700 мм. Каждое кольцо в средней части рабочей поверхности имеет проточку глубиной 5 мм, обеспечивающую возможность оценки люфтов каверномеров и профилемеров (до 5 мм) при вертикальном перемещении.

С помощью подъемного устройства каверномер через неподвижный блок на мачте опускается в блок эталонных колец до упора. После раскрытия рычагов он медленно поднимается из блока эталонных колец, скользя рычагами по их рабочей поверхности. При этом выполняется запись выходных сигналов каверномера в файл через каротажный регистратор или другим путём.

После завершения измерений в блоке эталонных колец записанные значения выходного сигнала подаются на вход обрабатывающей программы.

Оценку основной абсолютной погрешности   измерений в каждой  i-той точке контроля (в каждом кольце) определяют по формулам: 

- для каверномера

 

;              (3.3)               

,              (3.4)                            

 

где   и    - измеренные значения радиуса (показания) профилемера в i-той точке контроля при изменении радиуса со стороны меньших и больших значений;   и   - измеренные значения диаметра каверномера в i-той точке контроля при изменении диаметра со стороны меньших и больших значений;  и   - эталонное значение радиуса и диаметра в i-той точке контроля.

 

Поверка

Каверномер (или профилемер) признается годным к применению, если в каждой точке контроля обе полученные оценки абсолютной погрешности не превышают нормированных значений, указанных в паспорте калибруемого прибора.

Если нормирована вариация показаний, то выполняют подтверждение соответствия поверяемого прибора метрологическим требованиям по вариации показаний, оценка которой не должна превышать нормированного значения, указанного в паспорте каверномера.

 

Калибровка прибора производится перед каждым выездом на скважину и после каждого ремонта. Данные калибровки соответствуют индивидуальному прибору и не могут быть использованы прибором с другим номером. Данные калибровки хранятся в калибровочном файле регистратора и автоматически вызываются при подключении прибора.

Для калибровки прибора установите его в горизонтальном положении. Установите калибровочное устройство на прибор. Записать показания прибора по каждому радиусу в градуировочную таблицу. Рассчитать новые градуировочные коэффициенты и погрешность определения радиусов. Полевая калибровка может производиться по меньшему количеству точек, с расчетом коэффициентов для линейной функции преобразования.

Перед спуском в скважину необходимо убедиться, что прибор прошел необходимую калибровку. Соблюдая правила техники безопасности, опустить модуль в устье скважины. Опускать прибор можно только с закрытыми рычагами.

Подать напряжение питания на прибор и убедиться в его работоспособности. Дать команду о спуске прибора в заданный интервал исследования скважины. Спуск прибора в скважину производить со скоростью не более 4 км/час.

В процессе спуска контролировать установленный режим питания и наличие выходных сигналов.

Прекратить спуск прибора по достижении им глубины на несколько метров ниже интервала записи.

Открыть рычаги и дать команду о подъеме прибора на запись.

Провести повторную (контрольную) запись в интервале исследования. Для этого закрыть рычаги, опустить модуль на заданную глубину, раскрыть рычаги и произвести повторную запись.

После окончания записи закрыть рычаги, выключить аппаратуру и дать команду о подъеме аппаратуры на поверхность.

После подъема на поверхность раскрыть рычаги, тщательно промыть прибор (особенно в местах сопряжения измерительных рычагов с толкателями и смазать их жидким маслом или консистентной смазкой).

Техника измерений

3.3.3 Обработка материалов в полевых условиях

Первичное редактирование данных выполняют непосредственно на скважине. Оно включает: увязку электронных и магнитных меток в рабочих файлах одной спускоподъемной операции, увязку по глубинам данных, зарегистрированных при разных спуско-подъемах, совмещение точек записи разных приборов (модулей) по глубине, придание кривым масштабов, выраженных в физических единицах.

Достоверность выполненных исследований контролируется соблюдением следующих требований:

а) соответствием масштаба цифровой регистрации цене младшего разряда цифрового кода в единицах измеряемого параметра, сохранением по всему интервалу исследований заданной скорости измерений, постоянством и соответствием шага дискретизации по глубине;

б) наличием перекрытия с предыдущим интервалом исследования, повторной и контрольной записей, выполненных в интервалах глубин протяженностью не менее 50 м и содержащих не менее двух магнитных меток глубин в этих интервалах;

в) наличием магнитных меток глубин, максимальное расстояние между которыми не должно превышать 20 м, количество электронных меток глубин между магнитными метками должно отличатся от номинальных значений не более чем на 1 %;

г) выполнением частых критериев, установленных для большинства геофизических методов, например: равенство показаний градиент- и потенциал-зонда микрокаротажа против глубоких каверн удельному сопротивлению промывочной жидкости; совпадение результатов разноглубинных зондов ИК после исправления за скин-эффект в непроницаемых пластах большой толщены.

Если при первичном редактировании будут установлены сбои и недостатки регистрации, снижающие качество первичных данных какого-либо метода, то исследования этим методом выполняют повторно.

Заголовки диаграмм после осуществления регистрации должны нести следующую информацию: название предприятия, осуществляющего геофизические исследования; номер отряда и ФИО его начальника (оператора); название метода или комплекса геофизических методов; заказчика, дату проведения каротажа, номер каротажа и данные по ней: забой (м), диаметр скважины (мм), глубина спуска башмака (м), удельный вес бурого раствора (г/см³, его вязкость (сек) и удельное электрическое сопротивление (Ом·м). Также указываются используемые приборы и их номера, скорость записи и масштаб глубины. Диаграммы радиоактивного каротажа несут информацию об источнике (марка, номер, мощность), счетчике (кристалл, постоянная времени) и калибровочные данные.

Каждая кривая, записанная на диаграмме, снабжается масштабом с указанием единиц измерения.

Диаграммы КС, записанные с утечками тока, являются браком и не подлежит интерпретации. Признаками утечки тока является отсутствие нулевых сопротивлений в интервале обсадки, наличие отрицательных сопротивлений иззубренности кривой, не связанной с геоэлектрическим разрезом, завышенных либо повышенных удельных электрических сопротивлений по всей скважине, отсутствие явления экранирования для одиночных высокоомных пластов.

Скорость регистрации кривых КС не должна превышать 3000 м/ч. Нестабильность градуированных отклонений от стандарт-сигналов должна быть не более 3%.

Максимальная скорость регистрации кривой ИК 2000 м/час. Допустимая погрешность измерений проводимости – 10% от измеряемой величины (по контрольным размерам). Стабильность стандарт-сигналов должна быть не хуже 3%.

Скорость регистрации кривой АК не должна превышать 1200 м/час. Погрешность измерений t в не зацементированной колонне не должна отличатся в разных скважинах от среднего более чем на 5%.

Максимальная допустимая скорость регистрации кавернограмм 2000 м/час. Погрешность измерений не должна превышать 1.5 см.

Допустимая погрешность измерений ГК и НГК(ННК), определяемая по контрольным замерам должна быть не выше 5% (против пластов мощностью не менее 3 м).

Результаты геофизических исследований подлежат тщательному контролю, целью которого является выявление ошибочных и некачественных (не удовлетворяющих техническим условиям) материалов и их отбраковка.

Качество измерений проверяется следующим образом

а) по наличию соответствующих градуированных записей на диаграмме;

б) по сходимости повторных контрольных перекрытий с основным замером, выполненных в наиболее дифференцированной части разреза;

в) путем сопоставления рассматриваемых диаграмм с диаграммами других методами пластами с известной геофизической характеристикой.

При одинаковых условиях измерений абсолютная погрешность принимается равной половине величины расхождения между первым и вторым замерами. Относительная погрешность определяется как отношение абсолютной погрешности к среднему значению измеряемого параметра по двум замерам.

На диаграмме обязательно наличие меток для привязки к глубине и мерок времени для проверки скорости регистрации. Максимальное расстояние между метками на кабеле не должно превышать 50 м. Расстояние между ближайшими метками на диаграмме не должно превышать ±2% от расстояние между ними. Скорость регистрации кривых определяется сложностью разреза, детальностью исследований и тектоническими возможностями аппаратуры. Скорость регистрации для данных условий не должна превышать максимально допустимую для каждого вида каротажа.

3.3.4 Обработка и интерпретация результатов исследований и составление отчета

По окончании каротажа данные в виде кривых в формате LAS отправляются интерпретационной партии при помощи интернета для интерпретации. Также может осуществляться выдача твердой копии кривой заказчику на скважине.

Используется программа для обработки ПРАЙМ.

Система «ПРАЙМ» предназначена для реализации современных технологий обработки данных геофизический исследований скважин (ГИС). Важнейшим требованием современных технологий обработки данных ГИС является обеспечение гибкости к изменениям в структуре и составе данных. Возможности системы обработки определяются возможностями организации и поддержки данных в этой системе. В этой связи в системе «ПРАЙМ» реализована оригинальная технология управления данными, которая называется WS – технологией.

Основным свойством WS – технологии является гибкость внутреннего формата данных. Это свойство обеспечивает простое решение многих проблем организации данных и их обработки. В томчисле:

1. WS – технология автоматически обеспечивает импорт – экспорт данных в бесконечное число форматов данных;

2. Поскольку данные импортируются и экспортируются «как есть», снимается проблема сохранности данных при импорте и экспорте. Поэтому WS – технология легко вписывается в существующие технологии как звено обработки.

3. Модули обработки не зависят от исходного формата данных. Поэтому изменение структуры данных не влияет на результат обработки.

4. Вся разнородная информация может быть сохранена в одном файле. Это облегчает хранение данных и их передачу.

WS – технология представляет собой новый уровень в организации данных, позволяющий решать многие современные проблемы в обработке данных. В настоящее время эта технология используется в системах обработки данных ГИС «Гидрозонд» и «ПРАЙМ».

Базовый комплект представляет собой набор модулей, позволяющий готовить, редактировать, сохранять и распечатывать планшеты с данными ГИС как закрытого, так и открытого ствола.

Состав базового комплекта:

• Локальная база данных.

• Графический монитор.

• Средства просмотра и вывода на печатающие устройства и файлы формата HPGL-2.

• Средства импорта-экспорта в любые фиксированные форматы данных и LAS - формат.

• Средства обработки данных (математические и специальные преобразования, фильтры, и пр.),

• Средства построения планшетов.

Рисунок 3.13 Комплексная интерпретация материалов и пример конечного результата.

1) Литологическое расчленение разрезов скважин

Разрезы месторождения Кумколь представлены глинами, песчаниками, алевролитами и плотными породами.

Для литологического расчленения будут использованы диаграммы мето-дов кажущегося сопротивления (КС), потенциалов собственной поляризации (ПС), гамма-каротажа (ГК), нейтронного гамма-каротажа (НГК), акустического каротажа (АК) и кавернометрии (КВ), в масштабе 1:500. Породы, слагающие разрезы, отличаются друг от друга по различным петрофизическим параметрам, благодаря чему наблюдается хорошая дифференциация кривых по разрезу.

2) Выделение коллекторов

Определению коллекторов по данным ГИС способствует ряд объективных признаков. Косновным из них относятся проникновение фильтрата бурого раствора в проницаемый пласт и наличие характерных показаний на геофизических кривых, которые наиболее достоверны при комплексном изучении признаков коллекторов.

Проникновение фильтрата бурого раствора в пласт может быть установлено, но следующим показателям:

а) по замеру удельного сопротивления, выполненным с помощью бокового каротажною зондирования (БКЗ) различие в показаниях удельного электрического сопротивления, возникает вследствие изменения с течением времени проникновения фильтрата бурого раствора в пласт-коллектор;

б) при проникновении фильтрата бурого раствора в нефтегазоносный пласт наблюдается, как правило, повышение удельного сопротивление пласта;

в) наличие глинистой корки против проницаемого пласта;

г) кривым бокового каротажного зондирования, свидетельствующим о наличии повышающего или понижающего проникновения фильтрата бурого раствора в пласт;

д) положительному расхождению кривых кажущегося удельного сопро-тивления;

е) расхождению кривой НГК и нормированной кривой удельного сопро-тивления против коллектора с межзерновой пористостью.

Песчаные и алевритовые (слабосцементированные неглинистые) коллек- торы выделяют в терригенном разрезе с учетом перечисленных признаков кол- лекторов и наиболее надежно в совокупности диаграмм ПС, ГК и кавернограммы.

Против чистых коллекторов наблюдается, наибольшее отклонение кривой ПС от линии глин, минимальная гамма-активность по кривой ГК (при отсутствии в пласте радиоактивных минералов), образование глинистой корки и сужение диаметра скважины по кавернограмме.

Для разделения плотных малопористых песчано-алевритовых пород и слабосцементированных коллекторов проводят дополнительные каротажные исследования, из которых наиболее эффективными являются нейтронный гамма-каротаж и акустический каротаж.

Присутствие глинистого материала в горной породе (в виде включений, прослоев или рассеянного по пласту) влияет на удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие геофизические свойства. Поэтому песчаные коллекторы, содержащие заметное количество глинистого материала, принято выделять в отдельную группу – глинистые коллекторы.

Наибольшее значение для разделения в терригенном разрезе глинистых и неглинистых коллекторов имеют кривые ПС и гамма-каротажа. Амплитуды отклонения кривых ПС и ГК против глинистых коллекторов занимают промежуточное положение между чистыми амплитудами отклонений, кривых ПС и ГК против песчано–алевролитовых пластов и глин, приближаясь к одной из них в зависимости от степени глинистости.

Когда минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, песчаные и алевритовые пласты, являющиеся коллекторами, выделяются максимумами на кривой ПС, глины (непроницаемые породы) – минимумами.

Влияние глинистого материала на удельное сопротивление горной породы довольно сложно и возрастает с увеличением удельного сопротивления пластовой воды. Глинистые коллекторы отмечают на основании количественного анализа комплексных данных различных видов каротажа.

При выделении пластов коллекторов по кривой ПС целесообразно вместо амплитуды отклонения кривой ПС использовать относительную амплитуду.

αпс=∆Uпс/∆Uпсоп , (3.5)

где ∆Uпсоп - амплитуда отклонения кривой ПС против опорного пласта;

∆Uпс - амплитуда отклонения кривой ПС против изучаемого пласта, при- веденная к пласту большой мощности.

Коллекторами следует считать участки, характеризующиеся величинами αпс ≥ 0,4 , неколлеторами - αпс< 0,3

Мощность пластов-коллекторов меняется от 1,5 до 31 м. Пласты коллекторы характеризуются глубокими отрицательными аномалиями ПС от 7,5 до 57,5 мВ, понижением значений естественного гамма-излучения Jγ от 5,7 до 10,6 мкР/ч, наличием глинистой корки на кавернограмме, средними значениями интенсивности вторичного гамма-излучения Jnγ от 1,2 до 2,2 у.е., средними значениями интервального времени ΔT в пределах от 235 до 344 мкс/м. Удельное электрическое сопротивление коллекторов изменяется от 1,2 до 14,0 Ом м, в зависимости от характера насыщения.

3) Оценка глинистости. Присутствие в горной породе глинистого материала (в виде включений, прослоев или рассеянного по пласту) влияет на удельное сопротивление, амплитуду отклонения кривой ПС, радиоактивные, акустические и другие геофизические свойства. Поэтому песчаные коллекторы, содержащие заметное количество глинистого материала, принято выделять в отдельную группу – глинистые коллекторы. Влияние глинистого материала на удельное сопротивление горной породы довольно сложно и возрастает с увеличением удельного сопротивления пластовой воды. Глинистые коллекторы выделяют на основании количественного анализа комплексных данных различных видов каротажа.

Глинистость коллекторов характеризуется долей минерального скелета породы, которая представлена глинистыми минералами и по гранулометрическому составу относится к фракции зерен с размерами d_з< 0,01 мм. Для характеристики объемного содержания глинистого материала в породе используют коэффициент объемной глинистости K_гл, знание которого необходимо для определения пористости и нефтенасыщенности пластов-коллекторов.

Количественная оценка глинистости пород осуществлялась с использованием кривых гамма-каротажа. Если песчано-глинистый коллектор в первом приближении аппроксимировать двухкомпонентной моделью: песчаная (скелетная) часть и глинистый материал, то его общая естественная радиоактивность  при условии низкой радиоактивности насыщающих флюидов определяется выражением

_(3.6)

где q_м, q_гл–соответственно, удельная радиоактивность зерен скелета породы и глинистого материала.

Объемная глинистость K_гл определяется величине по двойного разностного параметра J_

_(3.7)

где J_max, J_max – значения J_ против, соответственно, опорных пластов глины и песчаника.

Путем сопоставления керновых данных с соответствующими значениями снятыми с каротажных диаграмм для месторождения Нуралы получена зависимость описываемая уравнением

.

Чем выше регистрируемая интенсивность гамма-излучения, тем больше содержание глинистости материала в породе.

При подразделении пластов на коллекторы и неколлекторы на месторождении Нуралы используется граничный коэффициент , то есть если , то пласт не может быть коллектором.

3.4 Специальное задание

Geophysical laboratories of the Kedr-05 family are small-scale data acquisition systems for logging during exploration and well drilling, completion and operation. The laboratories of this family can receive and process data signals from downhole equipment without surface panels. The laboratories are controlled through 10 Mbit/s Ethernet

interface by an external computer which also stores data registered by the laboratory. The laboratory can be installed on a winch truck or box truck. The laboratory have modular design with each module being a complete unit.

The laboratories are equipped with pulse depth encoders Kedr PDI-1 Pulse Depth Encoder, Kedr TS-1 Tension Sensor and external depth indicators BG. Kedr PDI-1 Pulse Depth Encoder is designed to measure the depth of a downhole tool. Measures depth with an accuracy of +- 1cm. Kedr TS-1 Tension Sensor is used to monitor geophysical cable tension. The sensor is mounted on the spooling device of a winch. Recorded depth measurements are corrected using magnetic depth marks and the depth wheel.

The laboratories of Kedr-05 family have modular design with each module being a complete unit.

They are following:

Geophysical Module (GM) provides continuous automatic acquisition of telemetry data received from a downhole tool and measures depth and speed of the tool. GM is connected to an external computer via an Ethernet interface and to other modules via a serial link. GM also includes a control voltage source (CVS) with an output power of 150 W, output voltage of up to 300 V and current up to 1 A. The CVS generates stabilized DC and AC voltage or current or mixture thereof (alternating current with a DC component). Alternating current signal can be a sine wave or square wave.

Switching Unit (SU) provides switching between the three conductors of a cable, two power sources and the inputs of analog-to-digital converter of the geophysical module and generates command sequences necessary to control downhole tools.

Plotter (PL05) prints measurement results in the form of logs on thermal paper.

Parameter	Values
paper width, mm	210×216
resolution, dpi	200
output speed, m/min	0,8
interfaces	USB

Table 3.11 Parameter of Plotter (PL05)

Universal Power Source generates stabilized. DC and AC voltage or current or mixture thereof (alternating current with a DC component). Alternating current signal can be a sine wave or square wave.

Parameter	Values
output power, W	400
DC voltage, V	от –350 to +350
DC current, mA	от –2000 to 2000

Table 3.12 Parameter of UPS

continue of table 3.12

AC voltage, V	от 0 to 250
AC current, mA	от 0 to 1000
frequency, Hz	от 12 to 511

Charger and Power-supply Unit (CPSU). Оprovides power supply in case of failure of mains power (220 V, 50 Hz). An external lead-acid car battery with a voltage of 24 V is used as a backup power supply (it can be the battery of the vehicle carrying the laboratory). If 220 V/50 Hz power is available, the CPSU charges the external battery. In order to facilitate control over the 220 V/50 Hz power supply, the unit measures and displays the current values of voltage and frequency of the mains power supply.

IV Организация геофизических работ

4.1 Организация работ

На базе проектируются следующие производственные помещения:

-склад для геофизических зондов- это место для хранения приборов , которые находятся в рабочем положении

-лаборатория электронщика;

-лаборатория механика;

-лаборатория операторов;

-теплый бокс для автомобилей компании;

-офис.

В лаборатории электронщика будет проводиться техническая эталонировка, ремонт аппаратуры, лабораторий, станций, каротажного кабеля. Л аборатория операторов отвечает за профилактический осмотр, текущий и средний ремонт геофизического и монтажного оборудования, а также за укомплектование их запасными частями. Геофизическое оборудование будет установлено на автомобилях. Поэтому четкое обслуживание скважин зависит и от квалификации механика, который отвечает за техническое состояние их двигателей, ходовой части, привода спускоподъемного механизма и специальных агрегатов. Офис будет осуществлять связь между базой и компанией-клиентом, то есть принимать и распределять заказы, выдавать наряд-маршруты на выезд, нормировать объем работ и производить их расценку. Подразделение в организационном плане будет представлять собой передвижную бригаду специалистов различных категорий и квалификаций. Предлагается следующий состав бригады:

Начальник отряда – оператор (1 человек)

Водитель – машинист (1 человек)

Техник – каротажник (1человек)

Помощник техника (1человек)

Состав определен в соответствии с выполняемыми функциями каждого работника.

В состав подразделений будет входить:

- диспетчерская группа, которая регистрирует заявки заказчиков на выполнение работ и на основе этих заявок выдает отрядам наряды на работу и контролирует их;

- интерпретационная группа, которая принимает от отрядов первичные материалы, (диаграммы, записи) обрабатывает их, интерпретирует и передает заказчику;

- аппаратурный цех, который производит профилактический осмотр, ремонт, регулирование и эталонирование скважинных приборов и аппаратуры, лабораторий и подъемников и ведет учет их работы;

- ремонтный цех, который обеспечивает ремонт механизмов, оборудования подъемников и лабораторий, ходовых частей автотранспорта, а также каротажного кабеля.

- операторская группа, которая занимается проведением работ, установленных заказчиком, непосредственно на скважине.

Независимо от способа финансирования будут составляться:

-проекты работ;

-план каротажных работ с обоснованием их годового объема;

-смета денежных затрат.

4.2 Документация работ

Геофизические работы могут выполняться как по самостоятельным проектам, так и в составе единого проекта, как отдельный вид работ.

Проект должен быть предельно кратким и содержать только те сведения, которые предусмотрены методическими рекомендациями.

В проекте предусматривается применение наиболее рациональных методов поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, внедрение прогрессивных методов исследований, обеспечивающих выполнение геологического задания с минимальными затратами средств и времени. Название проекта должно соответствовать геологическому заданию и отражать наименование объекта геофизических работ.

Организация-заказчик проектно-сметной документации направляет ее на геологическую экспертизу, а затем утверждает. Изменения в методике работ, необходимость которых выявилась в процессе работ, вносятся в проект по согласованию с заказчиком. Нормы накладных расходов и плановых накоплений устанавливает заказчик проектно-сметной документации.

Проектно-сметная документация (ПСД) разрабатывается на основе геологического задания и включает в себя: геологическое задание, проект, смету, протокол рассмотрения ПСД на НТС Исполнителя, экспертное заключение на ПСД, протокол утверждения ПСД на НТС Заказчика.

Геологическое задание. Основным документом, определяющим состав и объем проектируемых геофизических работ, является геологическое задание на объект исследований.

Основополагающим принципом разработки геологического задания на объект является его предельная конкретность. Геологическое задание составляется на основе анализа и оценки ранее проведенных работ и построения проектной модели объекта.

Выдает и утверждает геологическое задание организация-заказчик.

Обязательные разделы геологического задания на объект:

1. Целевое назначение работ, пространственные границы объекта, основные оценочные параметры;

2. Основные геологические задачи, последовательность и основные методы их решения;

3. Ожидаемые результаты (с указанием форм отчетной документации), порядок апробации материалов, сроки проведения работ, рассылка (тиражирование) отчетных материалов.

Геолого-методическая часть проекта на геофизические работы:

Проект является основным руководящим документом, регулирующим весь ход производства геофизических работ на объекте исследований, и составляется исполнителями работ.

При составлении геолого-методической части проекта соблюдаются требования нормативных документов, определяющих содержание, методику и технологию всех видов геофизических работ, с помощью которых реализуется геологическое задание.

Геофизические работы проектируются с учетом требований охраны недр и окружающей природной среды.

Геолого-методическая часть проекта состоит из разделов:

- общие сведения об объекте работ;

- общая характеристика геологической изученности объекта;

- методика и объемы проектируемых работ;

- сводный перечень проектируемых работ;

- ожидаемые результаты.

Общие сведения об объекте работ:

Указывается административное положение района работ. В тезисной форме освещаются:

- рельеф (абсолютные высотные отметки и относительные превышения, обнаженность горных пород, явления карста и оползней);

- гидросеть (режим рек и озер с указанием среднемесячных расходов и колебаний уровня, отмечается присутствие искусственных водоемов, приводятся источники питьевой и технической воды с указанием расстояния от них до объекта работ);

- климат (приводятся краткие сведения о среднемесячной температуре воздуха, продолжительности зимнего и летнего периода, среднемесячном количестве осадков, высоте снежного покрова, времени замерзания и вскрытия рек и озер, мощности ледяного покрова);

- растительность (приводится характеристика лесного покрова, мощность почвенного слоя, заболоченность, угодья, пашни; оценивается залесенность района);

- проходимость (оцениваются категории проходимости местности);

- животный мир (наличие хищных зверей, змей, энцефалитная опасность).

В этом же разделе приводятся экономические сведения о районе работ:

- наличие объектов промышленности, особенно горнодобывающей;

- наличие и мощность источников электроэнергии;

- наличие строительных материалов;

- расположение магистральной и местной дорожной сети и ее состояние по сезонам;

- возможность набора рабочих на месте;

- возможность аренды помещений для жилья и производственных целей;

- другие данные, влияющие на организацию геологоразведочных работ.

Текст раздела иллюстрируется обзорной картой района проектируемых работ, позволяющей наглядно и объективно оценить своеобразие будущей организации работ на объекте.

В заявке на выполнение работ указывается: номер скважины, ее проектируемая глубина, характер и объем работ, время начала работ, фамилия ответственного представителя компании-клиента на весь период работ.

Заявка, по договоренности с клиентом, будет подаваться накануне дня их выполнения. Работы будут проводиться круглосуточно, до полного окончания цикла измерений. После получения заявки бригаде выдается наряд-маршрут.

До приезда бригады скважина должна быть подготовлена к намеченным работам. Акт о подготовке скважины для производства промыслово- геофизических работ будет заполнять геолог или буровой мастер компании-клиента. В нем указывается номер скважины, характеристики бурового р аствора, наличие уступов, обвалов и их глубина, условия проработки скважины и продолжительность промывки, а также интервалы возможных осложнений и их характер. Если и клиент не имеет возможности предоставить скважину для проведения геофизических работ к заявленному сроку, то он должен будет поставить в известность бригаду до ее выезда на скважину.

В случае прихвата инструмента и других аварий, произошедших по вине компании выполняющей работы или по причинам объективно не зависящим от нее, будет составляться акт об аварии (Авария – внезапная полная или частичная остановка нормального производственного процесса, вызванная поломкой или повреждением установок, оборудования, аппаратуры). Одними из главных пунктов этого акта являются: описание аварии, ее причины, виновники и меры, рекомендуемые по ее ликвидации.

Договор, заключенный между заказчиком и исполнителем работ, должен предусматривать порядок расчета между сторонами за выполненную работу, а также имущественную ответственность в случае нарушения предусмотренных договором условий. После выполнения геофизических работ на скважине будет составляться акт, определяющий объем произведенных работ и их качеств. Акт является документом, на основе которого будет проводиться учет и оплата выполненных работ.

Приложение №1

АКТ-ЗАЯВКА НА ГИС