ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ООО НПО «СНГС» является одним из ведущих российских производителей оборудования для проведения геолого-технологических исследований (ГТИ). По итогам 2011 года компания стала крупнейшим в России производителем станций геолого-технологических исследований. В производимых ООО НПО «СНГС» станциях ГТИ реализованы новейшие разработки, позволяющие проводить исследования в соответствии с требованиями промышленной безопасности и другими действующими нормативными документами. Наличие собственных производственных мощностей позволяет компании быстро наращивать находящийся в эксплуатации флот станций ГТИ и обеспечивать их оперативную техническую поддержку.

Стандартный комплекс ГТИ, предлагаемый ООО НПО «СНГС», выполняется в соответствии со следующими нормативными документами:

1. Национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 53375-2009 «Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования».;
2. РД 153-39.0-069-01 «Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин».;
3. РД 39-0147716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе бурения».;
4. РД 39-0147716-008-89 «Инструкция по приеёмке и оценке качества материалов геолого-технологических исследований в процессе бурения нефтяных скважин».
5. РД 39-4-1101-84 «Положение о службе геолого-технологических исследований скважин в процессе бурения (ГТИ)».
6. РД 39-4-784-82 «Основные условия производства промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважинах».;
7. РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах».
8. РД 39-4- 220-79 «Технические требования на подготовку скважин к проведению геолого-технологического контроля и осуществления геохимических, геофизических и гидродинамических исследований в бурящихся скважинах».;
9. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
10. «Правилами геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», утверждеённыеми совместным приказом Министерства топлива и энергетики России и Министерства природных ресурсов РоссииФ от 28 декабря 1999 г., № 445/323.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ

В ходе проведения ГТИ геолого-технологических исследований решаются следующие геологические задачи:

• Оптимизация получения геолого-геофизической информации –- выбор и корректировка:
— интервалов отбора керна;
— интервалов, методов и времени проведения изменяемой части обязательных детальных исследований ГИРС и  ИП;.
• Оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза;
• Оперативное выделение пластов-коллекторов;
• Оценка и экспресс-анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов;
• Оперативная оценка характера насыщения выделенных пластов-коллекторов;
• Фотодокументирование и экспресс-анализ керна;
• Выявление реперных горизонтов;
• Определение содержания газов в буровом растворе и компонентный анализ.

Решение перечисленных задач обеспечивается геолого-геохимическими исследованиями, включающими:
— периодический отбор и анализ проб бурового раствора;
— непрерывное измерение параметров бурового раствора устанавливаемыми в циркуляционной системе соответствующими датчиками;
— регулярный отбор и описание шлама с заданной ТЗ частотой (в интервалах ГИС М1:200 не реже чем через 5 м, в интервалах продуктивных пластов через 2 м, в интервалах отбора керна – через 1 м);
— макро- и микроописание шлама и керна;
— определение гранулометрического состава шлама;
— определение процентного содержания основных литологических разностей в пробах шлама (построение шламограммы, карбонатограммы, диаграммы фракционного состава шлама, литологической колонки и люминесцентной глубинной диаграммы);
— литологическое описание пород, отобранных в виде шлама, и послойное литологическое описание керна с определением его карбонатности, плотности, люминесценции и газосодержания с применением термовакуумной дегазации (ТВД);
— описание и химический анализ образцов шлама, керна и проб бурового раствора;
— кальцитометрия карбонатных пород в шламе (определение процентного соотношения кальцита, доломита и нерастворимого остатка в карбонатосодержащих породах в образцах шлама и керна);
— люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) образцов шлама, керна и бурового раствора;
— извлечение из части циркулирующего бурового раствора углеводородных и неуглеводородных компонентов путем непрерывной принудительной дегазации с помощью дегазатора активного типа (QGM, Quantitative Gas Measurement). Дегазатор бурового типа QGM во взрывозащищенном исполнении, с видом взрывозащиты 1ExdeIIBT4 предназначен для стабильной степени дегазации тяжелых и вязких буровых растворов при колебаниях уровня бурового раствора;
— непрерывный и периодический газовый анализ извлеченной из образцов шлама и керна газовоздушной смеси (ГВС) с регистрацией суммарного (в абс. %) и покомпонентного (С1–-С5, Н2) газосодержания в полученной газовоздушной смеси ГВС  с помощью покомпонентного газоанализатора (хроматографа) циклического действия;
— индикация по качественному  содержанию в буровом растворе водорода, метана, этана, этилена, пропана, бутана, пентана;
— анализ соотношения газовых компонентов газо-воздушной смеси;
— определение характера насыщения пластов-коллекторов;
— определение удельной газонасыщенности пород по данным хроматографического анализа газо-воздушной смеси, полученной путем термовакуумной дегазации (ТВД) образцов шлама и керна с частотой в соответствии с техническим заданием;
— определение объемного и суммарного газосодержания бурового раствора;
— определение фактической удельной газонасыщенности БР бурового раствора путем термовакуумной дегазации (ТВД) проб и последующего хроматографического анализа на С1–-С5 (см3/дм3) с частотой в соответствии с периодичностью согласно техническому  заданию;
— интерпретация получаемой информации по газовому каротажу;
— определение плотности глин и глинистости;
— определение коэффициента пористости глинистых отложений (прогноз аномально высоких пластовых давлений – АВПД);
— определение остаточной нефте-, водонасыщенности, минералогической и объемной плотности и пористости образцов керна путем автоматической дистилляции жидкости (АДЖ);
— подготовка диаграмм оценки пласта и других видов диаграмм по требованию Заказчика;
— сбор и упаковка образцов шлама, керна и бурового раствора для последующего лабораторного анализа;
— проверка времени выхода шлама по карбидуиндикаторным методом;
— анализ и описание кернового материала;
— построение геологических диаграмм.

РАСШИРЕННЫЙ КОМПЛЕКС ГАЗОВОГО КАРОТАЖА

С целью повышения эффективности процесса строительства скважин ООО НПО «СНГС» выполняет расширенный комплекс газового каротажа с применением современного газоаналитического оборудования  «СНГС», предназначенного для измерений объемной доли метана, этана, пропана, бутана, пентана и водорода из бурового раствора газо-воздушной смеси.
В основе работы газоанализатора циклического действия «СНГС» лежит принцип газохроматографического разделения и анализа компонентов пробы анализируемого газа фиксированного объема.
Газоанализаторы «СНГС» внесены в государственный реестр средств измерений (№  51982-12) с нормированными метрологическими характеристиками по всем регистрируемым компонентам (Н2, С1 – С5). Чувствительность газоанализаторов «СНГС» составляет до 1*10-3%.
Важным преимуществом газоаналитического оборудования ООО НПО «СНГС»  является регистрация водорода. Ввиду высокой способности к миграции, водород является одним из основных показателей дизъюнктивных нарушений по данным газового каротажа. Данная методика была успешно опробована на объектах Оренбургской области. Таким образом, высокое качество данных газового каротажа, и особенно регистрация водорода, могут дать крайне важную дополнительную информацию для принятия оперативных управленческих решений на основании данных о прогнозе и влиянии разрывных нарушений.
Также на особо ответственных скважинах станции СГТИ могут оснащаться хроматографами с ПИД-детектором (пламенно-ионизационный детектор). Принцип его действия основан на изменении электрической проводимости газа в факеле водородно-кислородного пламени при попадании в него органических соединений. Осуществляется регистрация компонентов  (Н2, С1 – С5), а также изобутана и изопентана. Чувствительность  газоанализаторов с ПИД-детектором составляет до     1*10-5-5%.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ

В ходе проведения геолого-технологических исследований решаются следующие технологические задачи:
• Регистрация технологических параметров в масштабе времени с шагом 1–-10 секунд и в масштабе глубин с шагом 0,2–-1,0 метра;.
• Контроль за соответствием режима бурения ГТН и РТК;.
• Раннее обнаружение и предупреждение газонефтеводопроявлений, поглощений и других нештатных ситуаций в процессе строительства скважин в реальном времени;.
•Диагностика предаварийной ситуации в реальном масштабе времени;.
• Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач;.
• Распознавание (идентификация) и определение продолжительности технологических операций;.
• Контроль скорости спуско-подъемных операций;.
• Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот;.
• Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом;.
• Оптимизация спуско-подъемных операций (контроль за скоростью спуска-подъема, оптимизация работы грузоподъемных механизмов, контроль за доливом скважины, расчет эквивалентной плотности раствора и пр.);.
• Контроль гидродинамических давлений в скважине;.
• Контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД;.
• Контроль спуска и крепления обсадной колонны;.
• Визуализация зарегистрированной информации в функции времени и глубины на экранах монитора, в том числе  на компьютере супервайзера;.
•  Удаленный мониторинг технологических параметров зарегистрированной информации в процессе бурения;.
•  Удаленный видеомониторинг видеонаблюдения процесса бурения;.
• Формирование отчетов и диаграмм.