• корреляция разрезов скважин и литологических изменений;
• детальное литологическое расчленение;
• оценка глинистости;
• стратиграфические исследования;
• определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств;
• определение/уточнение минерального состава пород.

Зондовая установка прибора спектрометрического гамма-каротажа СГК-1024 состоит из сцинтилляционного детектора и фотоэлектронного умножителя (ФЭУ).

Общие технические данные

Технические характеристики — Комплекс «СиамМастер – ГДИС 2-7 Соболь»

Автономный прибор «САМТ-02″
Манометр-термометр глубинный «САМТ — 02″ предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины и (или) изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии кривой восстановления давления.

Лубрикатор для исследования скважин ”ЛУИС 65Х35”

Одним из основных направлений деятельности предприятия является проведение прострелочно-взрывных работ (ПВР) в нефтяных и газовых скважинах.

Работы проводятся в вертикальных, наклонно-направленых и горизонтальных скважинах.

В список наших услуг входит проведение взрывных работ с целью освобождения или отстрела инструмента при авариях, связанных с прихватом бурильных труб, обсадных колонн или НКТ, оставлением на забое металлических частей оснастки.

Нами применяется только сертифицированная продукция ведущих производителей перфосистем: ООО “БашВзрывТехнологии” и ООО “Промперфоратор”.

Типовые задачи:

• определение профилей притока в нефтяных эксплуатируемых на фонтанном режиме скважин;
• определение профилей притока в газовых и газоконденсатных скважинах;
• определение профилей притока и источников обводнения в нефтяных и газовых скважинах;
• определение фазового состава флюида по стволу скважины;
• определение профиля притока, источников обводнения в скважинах, осваемых компрессором или свабированием;
• определение профилей приемистости, мест негерметичности и интервалов заколонной циркуляции в нагнетательных скважинах;
• определение глубины установки скважинного оборудования и контроль за перфорацией;
• уточнение текущего положения ГЖК, ГНК, ВНК;
• определение характера нарушения, мест коррозии и износа НКТ и эксплуатационной колонны;
• снятие КВД-КВТ, определение забойного и пластового давления, эксплуатационных характеристик продуктивных пластов.

Обе телесистемы предназначены для турбинно-роторного бурения, что увеличивает скорость проходки и уменьшает риск аварийных ситуаций.

• Забойная телеметрическая система с электромагнитным каналом связи (СИБ-2) дает большую скорость обновления и передачи информации о положении бурового инструмента.
• Забойная телеметрическая система с гидравлическим каналом (APSSureShot) связи позволяют вести бурение на большой глубине и в условиях электромагнитных помех.
• Также во всех типах телесистем есть возможность измерения естественного гамма-фона горных пород в режиме бурения.

Компания обеспечивает как телеметрическое, так и технологическое сопровождение скважины.

Забойная телеметрическая система СИБ-2

Для уменьшения количества спускоподъемных операций и сокращения времени бурения в системе увеличена гарантированная продолжительность непрерывного рейса и предусмотрена возможность переключения рабочей частоты без подъема КНБК на поверхность.

Технические характеристики

• максимальная температура: 120 ⁰С
• максимальное давление: 60 МПа
• Диапазон измерения рабочих параметров:
  зенитный угол: 0 –120⁰
  азимут: 0 – 360⁰
  угол установки отклонителя: 0 – 360⁰
• Погрешность измерений:
  зенитный угол в режиме бурения: ±0.15⁰, в “статике”: 0,12⁰
  азимут в режиме бурения: ±2⁰
  угол установки отклонителя в режиме бурения: ±3⁰
• Время обновления параметра угла установки отклонителя: при частоте “посылок” 10 Гц — 1.5 сек, 5 Гц — 3 сек, 2 Гц — 6 сек, 1Гц — 12 сек
• Габаритные размеры скважинного телесистемы:
  длина: 8612 мм
  диаметр: 178 мм
  масса: 1040 кг
• Диапазон измерения гамма-излучения: 0-500 API

Забойная телеметрическая система APSSureShot

Телеметрическая система APS SureShot в сочетании с роторным пульсатором второго поколения обеспечивает надёжное техническое сопровождение при наклонно-направленном бурении.

Модульная конструкция SureShot обеспечивает возможность подключения дополнительных сенсоров, таких как модуль гамма- каротажа и/или модуль контроля вибрации. Каждый зонд защищен современной уникальной системой виброизоляции и размещается в защитном корпусе из бериллиевой бронзы или немагнитного сплава.

Роторный пульсатор второго поколения является одним из самых надежных передатчиков по гидравлическому каналу в отрасли. Надёжный, высокоэффективный бесщеточный электродвигатель и контроллер правления, конструкция «открытого потока», положительный импульс и контроль предотвращения заклинивания практически исключают возможность заклинивания или закупорки пульсатора. Встроенная память позволяет анализировать работу пульсатора по окончании рейса.

Технические характеристики

• максимальная температура: 150 ⁰С
• максимальное давление: 100 МПа
• Диапазон измерения рабочих параметров:
  зенитный угол: 0 –180⁰
  азимут: 0 – 360⁰
  угол установки отклонителя: 0 – 360⁰
• Погрешность измерений:
  зенитный угол в режиме бурения: ±0.1⁰
  азимут в режиме бурения: ±1⁰
• угол установки отклонителя в режиме бурения: 2.25⁰
• Диапазон измерения гамма-излучения: 0-800 API

На основной производственной базе (Мыльджинское ГКМ) создана и технически оснащена ремонтно-профилактическая лаборатория по настройке и калибровки зондов телесистем на специальном сертифицированном столе. Переборка, ремонт генераторов и пульсаторов осуществляется на базе специализированной лаборатории г. Томска.

Результирующие материалы передаются заказчику в электронном виде и на бумаге. Электронная информация полностью идентична твердым копиям, имеет файловую структуру соответствующую требованиям геологических фондов.

Выдаваемые Заключения

В процессе строительства и заканчивания скважин:

• параметры бурения скважины, интервалы нефтегазовых пластов по данным ГТИ, газового каротажа и исследования шлама, рекомендации по проведению испытаний продуктивных пластов на этапе бурения скважины (до спуска Э/К);
• пространственное положения ствола скважины по результатам исследований магнитными и гироскопическими инклинометрами;
• стратиграфическая разбивка исследуемого разреза, интервалы коллекторов, их емкостно-фильтрационные свойства и характер насыщения, положение флюидных контактов – ВНК, ГНК, ГВК;
• прогнозный состав притока при вторичном вскрытии пластов на основе исследований газового каротажа, шлама, керновых данных и результатов геофизической интерпретации;
• рекомендации по вторичному вскрытию пластов и проведению испытаний;
• данные о темпах, плотности и объемах закаченных цементных смесей при проведении тампонажных работ;
• качество крепления обсадной колонны и разобщения пластов, высота подъема тампонажной смеси за колонной, характер заполнения затрубного пространства цементом, толщина стенок труб, положение элементов Э/К (муфтовые соединения, цементировочные муфты, башмаки промежуточных колонн);

По контролю за разработкой и эксплуатацией месторождений и техническому состоянию скважин действующего фонда

• текущее значение коэффициента газонасыщения и положения ГНК в наблюдателных скважинах;
• работающие интервалы коллекторов, профиля притока в экплуатационной и приемистости в нагнетательной скважинах, места негерметичности Э/К и НКТ, интервалы, направление и состав заколонных перетоков, причины и источники обводнения скважинной продукции, интервалы разгазирования жидкости, данные о составе флюида, положение ВНР,ГНР,ГВР в фонтанирующей скважине, интервалы межпластовых перетоков в остановленной скважине;
• величины дебитов флюида в нефонтанирующих скважинах, интервалы коллекторов и фазовый характер их насыщения по результаты геофизического сопровождение испытаний пластов в поисково-оценочных и разведочных скважинах;
• текущее техническое состояние Э/К и НКТ, толщины труб, интервалы коррозионных участков и механических дефектов труб в скважинах действующего фонда.

По гидродинамическим исследованиям скважин

• величины пластового давления, коэффициента продуктивности и гидродинамических параметров пласта по результатам исследований на установившихся (ИД) и неустановившихся (КВД) режимах фильтрации в фонтанирующих газовых и нефтяных скважинах;
• величина дебита коэффициента продуктивности и гидродинамических параметров пласта по результатам исследованийв нефонтанирующих слабодебитных скважин при восстановлении уровня в НКТ и межтрубьи (КВУ);
• текущее энергетическое состояние пласта по КВД при совместных гидродинамических и промыслово-геофизических исследованиях скважин действующего фонда.

Опытно-методическая партия, входящая состав геолого-инпретационной службы, осуществляет тестирование и внедрение новых программ, взаимодействие с разработчиками программного обеспечения, создание регламентов скважинных исследований, настройку программного обеспечения согласно петрофизических моделей для новых месторождений.

• стратиграфическое и литологическое расчленение разреза;
• корреляцию разрезов скважин;
• определение глинистости горных пород;
• привязку объектов разреза к глубине;
• определение положения газонефтяного контакта;
• определение положения муфтовых соединений обсадных труб;
• определение интервалов перфорации и их привязка по глубине;
• измерение объемного влагосодержания горных пород;
• измерение естественной гамма-активности горных пород.

Нейтрон-нейтронный- и гамма-каротаж используется в необсаженных скважинах диаметром 150 — 300 мм, в обсаженных скважинах, оборудованных обсадными трубами диаметром 141 — 245 мм, а также для работ через буровой инструмент с проходным диаметром не менее 90 мм.

В работах используется скважинный прибор РК5-76 со следующими характеристиками:

• канал НК-Т: большой зонд длиной 530 мм и малый зонд длиной 280 мм с применением счетчиков нейтронов СНМ-67 и СНМ-56;
• канал ГК: два детектора NaJ(TI) 40х80;
• канал МЛМ: использованы самариевые магниты.

Прием информации осуществляется через одножильный кабель в цифровом коде.

• станцию регистрации технологических параметров бурения;
• газоаналитический комплекс;
• геологический комплекс;
• модуль контроля процесса цементирования скважин;
• каналы связи передачи информации в режиме реального времени на верхний уровень управления.

Схема информационного обмена

Станция регистрации технологических параметров в процессе бурения:

Монитор станции регистрации технологических параметров в процессе бурения

• производит автоматический сбор, обработку, отображение, документирование и интерпретацию технологической и геологической информации в процессе проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ;
• выдает технологической службе Заказчика рекомендации по оптимальным режимам бурения, режимам отработки долот и т. п.;
• записывает в базу данных и позволяет визуализировать порядка 200 регистрируемых и вычисляемых параметров.

Газоаналитический комплекс:

Монитор газоаналитического комплекса

• проводит газовый каротаж с использованием непрерывного автоматического контроля за содержанием углеводородов при бурении скважин;
• повышает общую безопасность выполнения буровых работ за счет обнаружения выбросоопасных объемов газа системой раннего обнаружения газопроявлений и сигнализацией содержания токсичных газов.

Данные газового каротажа позволяют выделять в разрезе скважины интервалы, перспективных на нефть и газ, и оценивать характер насыщения пластов.

Геологический комплекс:

Монитор геологического комплекса

• обеспечивает объективную и достоверную геологическую информацию о шламе и керне;
• позволяет получить количественную оценку нефтенасыщенности горных пород;
• наличие аппаратуры для микро-фотоскопии образцов позволяет создавать базу данных для последующего анализа.

Модуль контроля процесса цементирования скважин в режиме реального времени:

Монитор модуля контроля процесса цементирования

• Повышает качество и безопасность проводимых работ по креплению скважины путем независимой регистрации операций.

Технология обеспечивает контроль технологических операций и регистрацию основных параметров тампонажного раствора, учета объемов его закачки, давление в магистрали и сигнализацию выхода из диапазона проектных значений.

Оборудование и программное обеспечение полностью совместимо с аппаратно-программным комплексом «РАЗРЕЗ-2» и могут эксплуатироваться как в составе станции ГТИиГК так и автономно.

Каналы связи передачи информации:

Каналы связи передачи информации

• позволяют контролировать удаленные объекты бурения путем передачи по каналам связи информации с буровой площадки на уровни управления Заказчика в режиме реального времени.

Основные свойства доставляемой информации – достоверность, оперативность, регламентированность.

Доставленная информация хранится на сервере и доступна специалистам в любое время.

Синтезированная диаграмма характера насыщения, коллекторских свойств вскрытого пласта и профиля скважины доступна непосредственно на месте проведения работ.

Аппаратура позволяет производить исследования в скважинах, заполненных полимерными и минерализованными растворами (с удельным сопротивлением до 0,1Омм).

Полученные результаты являются основой для определения интервалов установки фильтров или интервалов перфорации скважины.

Исследование горизонтальных окончаний скважин проводится на базе автономных комплексов на буровом инструменте Алмаз-1 и АМК Горизонт, что позволяет существенно сократить время проведения исследований, исключить вероятность аварийных ситуаций с каротажным кабелем.

Аппаратура гарантирует сохранность полученных данных даже в случае отказа электроники или автономной системы питания.

В ходе исследования, программное обеспечение комплекса позволяет произвести оперативный анализ качества полученной информации.

Аппаратурный комплекс Алмаз-1

Аппаратурный комплекс Алмаз-1  состоит из 9-и высокочастотных изопараметрических электромагнитных зондовых установок, ПС, ГК, инклинометра.

Промывка скважины осуществляется через специальные отверстия в переводнике, соединяющим автономный скважинный прибор с буровым инструментом.

• Диаметр комплекса: 102 мм
• Максимальная длина в сборе с переходной трубой и муфтой: 8 м
• Максимальное давление – 60 Мпа
• Макс. допустимая температура: 120°С

Аппаратурный комплекс АМК Горизонт.

 АМК «ГОРИЗОНТ-90-К6″ позволяет решать следующие задачи:

• литологическое расчленение пород по стволу скважины;
• определение параметров траектории скважины по данным инклинометрии;
• определение глинистости пород по данным ГК;
• определение коэффициента пористости по данным нейтронных методов ННК и ПС;
• определение коэффициента нефтенасыщенности по данным измерения ИК, КС и резистивиметрии, в благоприятных условиях оценка параметров зоны проникновения.

АМК «ГОРИЗОНТ-90-ВАК» решаются задачи:

• АК открытого ствола и АКЦ обсаженных скважин;
• местонахождения муфтовых соединений труб, глубины забоя, репера, пакера и других магнитных неоднородностей.

АМК «ГОРИЗОНТ-100-СГДТ» решаются задачи:

• определение толщины колонны;
• определение плотности цемента за колонной;
• определение высоты подъема цемента;
• определение эксцентриситета колонны в скважине;
• построение развертки плотности цемента и толщины колонны по периметру скважины с поправкой за вращение прибора.

Автономный прибор плотностного гамма-гамма каротажа АПГГК-90Р

Предназначен для проведения ГИС методом компенсированного плотностного гамма-гамма каротажа.

Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе.

Решаемые задачи:

• корреляция разрезов скважин и литологических изменений;
• детальное литологическое расчленение;
• стратиграфические исследования;
• определение/уточнение фильтрационно-емкостных свойств;
• определение/уточнение минерального состава пород.

Прибор нейтрон-нейтронного каротажа автономный АПРК-ННК

Предназначен для проведения ГИС методом компенсированного трехзондового нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (3ННКт) и гамма каротажа естественной активности горных пород двумя независимыми детекторами (2ГК).

Применяется для исследования сильно пологих и горизонтальных участков ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных промывочной жидкостью на нефтяной и водной основе с содержанием NaCl до 300г/л.

Решаемые задачи:

• корреляция разрезов скважин и литологических изменений;
• детальное литологическое расчленение;
• выделение газоносных пластов, газожидкостного и водонефтяного контактов;
• определение коэффициента газонасыщенности.

Магнитоимпульсная дефектоскопия — толщинометрия стальных труб проводится за один спуск-подъем прибора.

В условиях одно- и двухколонных конструкций исследование не требует демонтажа НКТ и специальных подготовительных мероприятий на скважине.

Исследование основано на применении цифрового магнитоимпульсного дефектоскопа-толщиномера МИД-К.

Прибор позволяет исследовать одну или две колонны (эксплуатационную и НКТ, или  ЭК и техническую), с указанием дефектов и зон коррозии, с представлением количественных диаграмм или таблиц осредненной по окружности толщины каждой колонны в миллиметрах.

Дефектоскоп-толщиномер оснащен высокочувствительным термометром, что позволяет подтвердить зоны перфорации и сквозные отверстия в колонне на основании изменения температуры, связанного с перетоками жидкости или газа.

Технические характеристики

• Диапазон определения величины изменения толщины стенки: от 0.5 мм для первой колонны до 1.5 мм для второй колонны
• Максимальный внешний диаметр одиночной трубы: 360 мм
• Максимальный внешний диаметр трубы, обследуемой сквозь НКТ: 320 мм
• Максимальный внешний диаметр трубы,
  обследуемой сквозь две внутренние трубы: 245 мм
• Минимальная протяженность дефекта типа “поперечная трещина”: 0.5 периметра
• Минимальная длина обнаруживаемой про-дольной трещины:
  в НКТ (2.5) – 80мм
  в одиночной обсадной 146 мм колонне: 120 мм
  в обсадной 146 мм колонне, сквозь НКТ: 250 мм
  в 9’’ колонне сквозь две предыдущие: 500 мм
• Минимальное вертикальное расстояние между двумя частями разорванной:
  в НКТ: 0.1 мм
  в одиночной обсадной колонне: 0.1 мм
  в обсадной 146 мм колонне, сквозь НКТ: 100 мм
  в 9’’ колонне сквозь две предыдущие: 200 мм