Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Современная методология нейтроных методов ориентирована на непосредственное измерение нейтронных характеристик г.п. и на их элементный анализ. При радиометрии скважин основное значение имеют процессы рассеяния и поглощения нейтронов. Рассеяние нейтронов, в основном упругое, обуславливает потерю ими энергии и замедление.

Основными факторами, вызывающими замедление и поглащение нейтронов, являются водородо- и хлоросодержание среды.Обращает внимание близость нейтронных характеристик нефти и воды, обусловленная практически одинаковым их водородосодержанием.

Для пород с одинаковым минеральным составом скелета величины Ls (длина замедления быстрых нейтронов) и t (среднее время жизни тепловых нейтронов) уменьшаются с ростом их влажности, с увеличением их пористости.

4.5 Акустические свойства

Осадочные горные породы в большинстве своём являются дифференциально упругими и не обладают достаточно совершенной связью между фазами.

Скорость продольных волн в осадочных породах изменяется от 700 до 6000 м/с. В верхних частях разреза, где породы недостаточно уплотнены или просто рыхлые, наименьшая скорость наблюдается в песчаниках и глинах. Такое же распределение скорости в среднем отмечается и в меловых отложениях, ниже по разрезу значения скорости в среднем в различных породах сближаются.

Основными факторами, влияющими на скорость распространения упругих колебаний в глинистых песчаниках,являются: литолого-минералогический состав, поровое пространство, заполненное жидкостью, степень насыщения пор жидкостью или газом, степень цементации, текстурные и структурные особенности, разность горного и пластового давлений (эффективное давление). Скорость распространения упругих волн в нефти и газе меньше, чем в воде. Это объясняется большей сжимаемостью углеводородов, чем воды. Так скорость распространения волн в песке, полностью насыщенном нефтью, на 15-20% меньше, чем в песке, заполненном водой.

Нефть оказывает определённое влияние на скорость и поглощение волн при прохождении их через залежь. Хотя величина этого влияния твёрдо не установлена, данные полученные на изучении ряда месторождений в условиях естественного залегания нефтегазоносных и водоносных слоёв показали, что скорость распространения в нефтегазоносных отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0.5 км/с.

В отдельных случаях уменьшение скорости распространения в нефтегазоносных отложениях может достигать 1км/с и более, или 30-35%.

Большое значение имеют термодинамические условия залегания нефти. С повышением температуры скорость распространения уменьшается, причем наиболее ярко в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо- и водонасыщением. Увеличение давления (глубины), наоборот, ведет к повышению скорости распространения.

Технические характеристики АК-Г:

Формула измерительного зонда:	П20,4П11,0И10,4И2
Спектр излучаемых частот:	15-30 кГц
Время работы в автономном режиме	7 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90 °
габариты скважинного прибора
диаметр	0.076м
Длина	5.45 м.

4.6 Физические свойства нефти и газа

Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапозоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой нефти-это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

Природный газ.

Относительная плотность газа по воздуху 0.56-0.66. Газ нефтенасыщенного пласта содержит до 45% метана, а первых четырех гомологов (метан, этан, пропан, бутан)- в сумме до 99%. При поисково-разведочных работах сравнительно низкое содержание метана в пробах флюида, отобранного из пласта, рассматривается как признак нефтяной залежи.

В процессе геологоразведочных работ сталкиваются с явлением, когда пустоты пород в при скважинной зоне продуктивного пласта содержат многокомпонентный флюид (газ, нефть, воду) в различных сочетаниях и соотношениях,что осложняет однозначное решение поставленных задач.

Характеристика пластов приведена в таблице 4.1

Таблица 4.1. Характеристика коллекторов пластов Федоровского месторождения

Показатели	Пласты
	АС4	АС5-6	АС7-8	АС9	БС1	БС2	БС101	БС10
Год открытия				1971
Тип залежи			Пластовые	сводные
Тип коллектора			Терригенные
Возраст отложений	Мел.(вартовская свита)	Мел.(мегионская свита)
Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта	1775	1807	1825-1837	1842-1853	1950-1975	1955-1975	2160-2170	2220
Площадь нефтеносности ,км 2	300,3	875,7	49,2	38,0	202,6	36,1	164,3	850,7
Нефтенасыщенная толщина пласта,м	4,3	5,6	6,3	4,8	3,7	4,9	3,1	10,2
Нефтегазонасыщенная толщина пласта ,м	12,0	20-22	18-20	16,0	6,0	16,0	12,0	40,0
Пористость	25,6	26,0	24,0	26,0	26,0	27,0	24,0	24,0
Проницаемость ,мкм2	0,507	0,532	0,162	0,309	0,248	0,363	0,219	0,265
Коэффициент нефтенасыщенности	0,290	0,630	0,540	0,670	0,640	0,660	0,670	0,680
Коэффициент песчанистости	0,295-0,507	0,524-0,655	0,535-0,567	0,466-0,488	0,454- 0,600	0,545-0,653	0,336-0,608	0,403-0,563
Коэффициент расчлененности	1,6-2,14	5,7-9,5	5,6	4,1-4,6	1,6-2,7	3,98-4,3	2,0-2,4	5,0-9,7
Удельная продуктивность ,10 м3 / м сут Мпа	0,320	0,380	0,200	0,490	0,280	0,280	0,320	0,850
Пластовое давление ,Мпа	18,800	18,800	18,800	19,000	20,500	20,500	22,900	23,100
Пластовая температура,oC	56	58	58	58	59	62	67	68



Глава 5. Горизонтальные скважины

Горизонтальными скважинами называют скважины с большим зенитным углом (обычно больше 85 градусов),пробуренные с целью увеличения нефтегазоотдачи продуктивного пласта проходки в залежи горизонтального участка ствола большой протяженности. В этом состоит их отличие от скважин с большими отходами забоя от устья, которые представляют собой наклонно-направленные скважины с большим зенитным углом, пробуренные с целью пересечения продуктивного пласта в заданной точке.

Хотя нефть и газ добывались с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин еще с сороковых годов, до 1979 года было пробурено очень немного горизонтальных скважин. Самым обычным способом увеличения продуктивности вертикальных скважин был и продолжает оставаться гидравлический разрыв пласта. Горизонтальные скважины обеспечивают увеличение добычи по сравнению с вертикальными скважинами, в которых не было гидроразрыва пласта. Поэтому в настоящее время появились стимулы для исследования и осмысления методики выбора места заложения, методов бурения, заканчивания и испытания скважин, интенсификация притока и в целом разработки залежей с помощью наклонных и/или горизонтальных скважин. В определенных условиях это может привести к значительному увеличению годового дохода от эксплуатации скважин.

В период между 1978 и 1985 годами горизонтальное бурение применялось редко. Первые скважины были экспериментальными, дорогими и часто проводились с превышением сметы. Тем не менее, они создали основу для дальнейшего развития горизонтального бурения.



5.1 Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин

В настоящее время в отечественной практике проведения ГИС в горизонтальных скважинах используются технологии:

Проведение ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на буровом инструменте («АМК Горизонт»-разработка ВНИИГИС, г. Октябрьский). Автономный скважинный прибор наворачивается на буровой инструмент и с его помощью доставляется в горизонтальный участок ствола скважины. По истечении заданного времени включается измерительная схема скважинного прибора.

Проведение ГИС комплексом стандартных приборов, помещаемых в электрорадиопрозрачный стеклопластиковый контейнер, спускаемый на буровом инструменте.

Данная технология («Горизонталь-1» - «Горизонталь-5» - разработка АО НПФ «Геофизика» г. Уфа) предусматривает использование каротажного кабеля с выводом его в затрубное пространство.

3.Проведение ГИС с использованием, для транспортировки на забой скважинной аппаратуры, спецкабеля. (ОАО «Татнефтегеофизика»).

Недостатки первой технологии:

-ограниченный и не достаточный комплекс исследований геофизическими методами (КС-3 зонда, ПС, ГК, НГК, Инклинометр) продуктивных горизонтов Западной Сибири. В частности, что особенно важно для расчленения терригенных отложений недостаточная информативность метода нейтронного-гамма каротажа, нестандартные размеры зондов электрического каротажа.

-Сложности при эксплуатации автономного прибора: большие габаритные размеры (длина=8м., диаметр=180мм.), большой вес (450кг.), необходимость технических средств для погрузки, перевозки, разгрузки и т.д.

-Ограниченные возможности при исследовании скважин с малым радиусом искривления и диаметром ствола скважины.

-Ограниченное время автономной работы скважинного прибора в прцессе регистрации (4-5 часов)

-При проведении спуска бурильного инструмента скважинный прибор находится снизу бурильного инструмента (возможна его поломка)

Недостатки второй технологии:

-невозможность реализации необходимого комплекса исследований из-за наличия стеклопластикового контейнера

-высокая аварийность работ, связанная с обрывами каротажного кабеля и буринструмента.

-За один спуско-подьем бурильного инструмента производится регистрация геофизических параметров от одного прибора (одного метода)

-Большие затраты времени на производство исследований - в среднем 25 часов на одну операцию, без учета аварийных ситуаций.

Недостатки третьей технологии:

-существующие каротажные подъемники позволяют взять на лебедку не более 2000 погонных метров спецкабеля

-максимальная достигнутая проходимость скважинной аппаратуры по горизонтальному участку ствола составляет 200 метров.

Перечисленные недостатки вышеназванных технологий являются непреодолимыми в ближайшей перспективе.

5.2 История развития комплекса АМАК “ОБЬ”

Предложения по реализации аппаратурно-методического автономного комплекса для проведения ГИС в горизонтальных скважинах АМАК “ОБЬ” появились в марте 1996 года, после технического совещания в г. Твери.

Были проанализированы: состояние геофизических исследований ГС, а также преимущества и недостатки уже существующих технологий:

Для устранения недостатков и усиления преимуществ существующих технологий был предложен аппаратурно-методический автономный комплекс АМАК “ОБЬ” и технология проведения ГИС в ГС с его помощью.

АМАК “ОБЬ” представляет собой сборку стандартных скважинных приборов, реализующих необходимый комплекс ГИС, работающих в автономном режиме. Реализация автономного режима достигается размещением в них источников питания (аккумуляторов), блоков твердотельной интегральной памяти, преобразователя питания, а также датчиков давления и температуры в составе блоков управления работой автономных приборов.

Особенностями програмно-методических средств и технологии интегрированной обработки всего комплекса измерений являются:

-выдача всей информации в функции глубины скважины в единых форматах записи;

-наличие программного обеспечения, позволяющего выдать непосредственно на скважине предварительное заключение, а также произвести свертку информации для передачи ее в обрабатывающий центр верхнего уровня.

Такова суть предлагаемой технологии АМАК “ОБЬ”, и представлены сравнительные характеристики АМАК “ОБЬ” с АМК “Горизонт” и ”Горизонталь-1” С учетом вышеизложенных предложений было сформулировано техническое задание на разработку АМАК “ОБЬ” и 11.12.96. заключен договор на поставку между ОАО ”Сургутнефтегаз” и разработчиками: ЗАО “Геоэлектроника сервис”, АО НПЦ “Тверьгеофизика”, ТОО “Луч”.

C 1997 г. в тресте СНГФ начались испытания АМАК “ОБЬ” в открытом стволе. Испытания проводились на Федоровском и Восточно-Еловом месторождениях с выталкиванием связки приборов СРК, ИК-4, ИНКЛ, ВИКИЗ, ПС из бурового инструмента циркуляцией. При испытаниях возникли следующие проблемы:

Связка скважинных приборов частично или полностью не выходила из бурового инструмента;

Отказ скважинных приборов и блоков памяти;

Расхождения по глубине между кривыми зарегистрированными АМАК “ОБЬ” и кабельным вариантом, что происходит из-за несовершенной технологии определения глубин (использование меры труб по буровому журналу и датчика глубин с талевого троса);

Расхождение данных инклинометрии АМАК “ОБЬ” с данными ИОНа и данными телесистемы “Sperry-Sun”;

Регистрируемая системой кривая ПС не пригодна для литологического расчленения разреза.

Некоторые проблемы были решены, например:

Проблема отказов скважинных приборов и блоков памяти решалась заменой и доработкой электроники модулей.

Для промера бурового инструмента стал использоваться лазерный дальномер, что позволило более точно осуществлять привязку по глубине.

Для уточнения данных инклинометрии был проведен замер связкой из двух инклинометров. Проблема невыхода скважинных приборов из бурового инструмента не решена и в результате аварийного выхода приборов из инструмента (23.10.98) комплект аппаратуры был выведен из строя.

С 04.02.98. проводились промысловые испытания АМАК “ОБЬ” в радиопрозрачном контейнере модулями: ВИКИЗ с блоком измерения дифференциальной ПС, СРК, ИНКЛ рис.6.1.

При записи в радиопрзрачном контейнере также возникла проблема литологического расчленения разреза по кривой

ПС, проблема была решена посредством доработки конструкции связки приборов. А именно: все шарнирные соединения приборной сборки и место стыковки удерживающего устройства с буровой трубой шунтируются проводящими шинами для обеспечения надежного электрического контакта и исключения возможного влияния контактных явлений.

В настоящее время работа по технологии АМАК “ОБЬ” ведется с использованием стеклопластикового контейнера.

Прикладное программное обеспечение (ПО) предназначено для поддержки полного технологического цикла проведения геофизических исследований скважин (ГИС) автономным прибором АМАК «ОБЬ» и обеспечивает:

-- тестирование отдельных модулей АМАК «ОБЬ»;

-- проведение базовых калибровок приборов с записью калибровочных данных на жесткий диск;

-- настройку модулей перед регистрацией данных ГИС;

-- считывание и контроль записанной информации;

-- формирование базового файла ВРЕМЯ и ГЛУБИНА в формате LAS по данным станции ГТИ;

-- первичное редактирование данных каротажа с привязкой к глубине по данным станции ГТИ и совмещением точек записи по глубине;

-- выдачу первичных материалов каротажа на твердую копию;

-- просмотр и редактирование материалов каротажа;

-- первичную обработку каротажных данных с вводом поправок за геолого-технические условия проведения измерений;

-- выдачу результатов обработки на твердую копию.

Прикладное ПО обеспечивает выполнение этих функций в полном объеме при проведении каротажных работ с аппаратурой радиоактивного каротажа (СРК-73Г), электромагнитного (ВИКИЗ), индукционного (ИК-4Г) и инклинометром.

С 1999 года в тресте «СНГФ» исследование бурящихся горизонтальных скважин проводится по технологии «Горизонталь-1» и аппаратурно-методическим автономным комплексом «ОБЬ»(АМАК «ОБЬ»).

По сравнению с применяемой сегодня технологией «Горизонталь 1» (спуск приборов в стеклопластиковый контейнер с выводом кабеля в затрубье через боковой переводник) технология «АМАК- ОБЬ» позволяет:

Существенно сократить время на проведение каротажа в горизонтальных скважинах, т.к. получение информации по комплексу окончательного каротажа (ВИКИЗ+градиентПС + инклинометр+ РК) осуществляется за один спуск-подьем бурового инструмента, совмещенного с промывкой скважины перед каротажем, вместо трех промывок и трех спуско-подъемных операций по технологии Горизонталь-1.

Расширить комплекс каротажа путем включения в комплекс исследований модулей акустического каротажа, модулей бокового каротажа, профилемера, гамма-гамма плотностного каротажа, что существенно повысит информативность исследований.

Сократить время на исследование разведочных скважин, т.к. операции проработки скважины можно совместить со спуском ряда модулей «АМАК ОБЬ» в буровом инструменте, сократив тем самым время на исследование этими методами приборами на кабеле.

Резко сократить аварийность при исследовании горизонтальных скважин и расход дорогостоящего каротажного кабеля.

Сократить трудозатраты на проведение ГИС в горизонтальных скважинах т.к. технология « АМАК-ОБЬ» коренным образом меняет организацию работы геофизической партии.

Существенно улучшить баланс времени буровых бригад и сократить стоимость метра проходки за счет сокращения времени на проведение исследований и излишних промывок.

5.3 Комплекс методов для геофизических исследований в горизонтальных скважинах

Комплекс исследований горизонтальных скважин с 1995г включает в себя:

1.АКЦ в кондукторе

2.АКЦ, РК (НКТ+ГК), локатор муфт в технической колонне

3.ПС, ВИКИЗ, РК (НКТ+ГК)

4.РК (НКТ+ГК) на газ, АКЦ - эксплуатационная колонна

5.Инклинометрия по стволу с перекрытием

6.ДМК

7.Газовый каротаж

Комплекс исследований горизонтальных скважин с 2003г включает в себя:

1.АКЦ в кондукторе

2.АКЦ, РК (НКТ+ГК), локатор муфт в технической колонне

3.ПС, ВИКИЗ, РК (НКТ+ГК), термометрия, резистивиметрия

4.РК (НКТ+ГК) на газ, АКЦ - эксплуатационная колонна

5.Инклинометрия по стволу с перекрытием

6.ДМК

7.Газовый каротаж

А с 2006 года в состав комплекса ГИС горизонтальных скважин был включен метод АК в открытом стволе горизонтального участка скважины.

Конструкция горизонтальной скважины и методы проведения ГИС в ней:

1.Кондуктор.

В кондукторе диаметром 245мм глубиной от 400 до 700м выполняется акустический каротаж с целью контроля высоты подъема цемента и качества цементного камня приборами USBA-21A. Диаграммы выдаются в масштабе 1:500.

2.Открытый ствол.

В открытом стволе даметром 219 мм выполняется запись привязочного каротаж приборами ВИКИЗ (ПС+ВИКИЗ)+РК.

Интерпретация заключается в отбивке кровли проектного пласта. Определение характера насыщения коллектора. Определение абсолютной отметки реперного пласта для дальнейшего ориентирования горизонтального ствола скважины.

3.Техническая колонна.

В технической колонне диаметром 168 мм глубиной до 2200 м также выполняется АК с теми же целями, что и в кондукторе.

Кроме того, выполняется замер РК (ГК+НКТ+ЛМ) с целью отбивки башмака технической колонны (ГК+ЛМ) и получения фонового НКТ для контроля в будущем за газовыми перетоками.

Запись выполняется приборами СРК-73. Диаграммы выдаются в масштабе 1:500.

Интерпретация заключается в надежной отбивке башмака технической колонны. Полученная по замеру глубина обязательно сверяется с данными по мере труб технической колонны, предоставляемыми службой бурения. Абсолютная отметка башмака технической колонны берется за репер, при проводке ствола горизонтальной скважины. Поэтому при непрохождении прибора РК ниже башмака технической колонны задача считается не выполненной.

Диаграммы выдаются в масштабе 1:500. колонне.

4.Открытый ствол

В открытом стволе даметром 144 мм выполняется запись окончательного каротаж приборами АЛМАЗ-2(ПС+ВИКИЗ)+РК, Термометрия+ резистометрия, АК в открытом стволе с последующей увязкой к привязочному каротажу до кашайских глин.

Интерпритация заключается в определении литологии, эффективной мощности пласта, коэффициента пористости, коэффициента нефтенасыщения.

5. Инклинометрия.

Все геофизические исследования, начиная от забурки до окончательного каротажа сопровождаются кабельной и автономной инклинометрией и независимо-забойной телеметрией на буровом инструменте. Запись ведется приборами ИОН-1.

Лучшие по качеству результаты дают замеры приборами ИОН и совмещенный с ГК ИНК-Р.

Определение качества замеров инклинометрии осуществляется по совпадению значений угла и азимута в интервале перекрытия между последующа замерами, а также по абсолютным отметкам ГНК и ВНК.

Каждая горизонтальная скважина должна при бурении сопровождаться ДМК и газовым каротажом.

Глава 6. Усовершенствование геофизических методов ГИС для горизонтальных скважин

6.1 Расширение геологических задач

В связи с тем, что Федоровское месторождение разрабатывается уже давно часть нефтегазовых коллекторов уже обводнилась собственными водами, а так же закаченными водами при использовании нагнетательных скважин. Из динамики Федоровского месторождения нефти и газа (рис6.1) видно, что процентное содержание воды в коллекторах возрастает по отношению к процентному содержанию нефти.

Технические характеристики МГКР:

Диапазон измеряемых температур:	0 до +90 °С
Диапазон измеряемых сопротивлений:	0.01 - 3 омм
Время работы в автономном режиме	8 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90 °
габариты скважинного прибора
диаметр	0.108м
Длина	1.6 м.

Рисунок 6.1.Процентное содержание воды в коллекторах.

Изменение технология бурения горизонтального ствола скважины исключает возможность использовать метод ПС, так как раствор в стволе скважины биополимерный солевой.

При изменении технологии бурения и исследования горизонтальных скважин возникают новые геологические задачи:

Повышение детальности изучения литологии пласта.

Изучение строения порового пространства путем совместной обработки данных РК, АК, ВИКИЗа

Определение характера насыщения пластов со сложным составом жидкости в поровом пространстве.

Учет влияния опреснения бурового раствора на электрические параметры пластов.

Для решения вышеперечисленных геологических и геофизических задач необходимо расширение методов ГИС горизонтальных скважин.

В связи с усовершенствованием аппаратур к уже имеющимся методам ВИКИЗ+ПС и РК добавились методы термометрия и резистивиметрия.

С апреля 2006 года испытан и внедрен новый метод определения пористости пород - акустический каротаж.

6.2 Состояние и перспективы развития методов акустического каротажа, термометрии и резистивиметрии

Многолетний опыт геолого-геофизического изучения разреза скважин в Западной Сибири определил стандартный комплекс методов каротажа (ПС, ВИКИЗ, ГК и НКТ.), способный решить основные геологические задачи. Однако при возникновении новых геолого-геофизических задачах в связи с новыми методами бурения горизонтальных скважин и характером насыщения коллекторов, встает вопрос о новом типе аппаратуры для решения поставленных задач.

6.2.1 Акустический метод

Для повышения детальности изучения строения пласта и изучения характера порового пространства горизонтального участка скважины был предложен акустический метод. В связи с появлением нового типа аппаратуры - автономного прибора акустического каротажа АК-Г, было принято решение о его испытании и широком применении при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах Федоровского месторождения Западной Сибири.

Автономный скважинный прибор акустического каротажа АК-Г предназначен для измерений параметров распространения продольной и поперечной волн в скважинах, включая горизонтальные. Работа прибора основана на последовательном возбуждении акустических импульсов двумя излучателями и параллельном приеме вызванных ими волновых пакетов двумя звукоприемниками. По цифровым образам зарегистрированных сигналов могут быть определены параметры распространения волн: интервальные времена и коэффициенты затухания, а также рассчитаны коэффициент Пуассона и коэффициент пористости горной породы.

Измерение кинематических параметров упругих волн производиться по компенсационной схеме, исключающей влияние скважины.

Аппаратура АК-Г позволяет записывать за одну спускоподъемную операцию сигналы волновых пакетов от приемников.

Технические характеристики АК-Г:

Формула измерительного зонда:	П20,4П11,0И10,4И2
Спектр излучаемых частот:	15-30 кГц
Время работы в автономном режиме	7 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90
габариты скважинного прибора
диаметр	0.076м
Длина	5.45 м.

6.2.2 Термометрия и резистивиметрия

Для решения геолого-геофизических задач: определения температурных аномалий связанных с обводненостью коллекторов и определения удельного сопротивления бурового раствора горизонтального ствола скважины был разработан и введен в эксплуатацию соответствующий прибор МГКР, который работает в одной связке с комплексом АЛМАЗ-2. Опробование аппаратуры было проведено на Федоровском месторождении Западной Сибири.

Измерение истинной температуры пород в их естественном залегании, при установившемся тепловом режиме по всему разрезу скважины (термометрия) предназначается для определения геотермического градиента и геотермической ступени. В горизонтальных скважинах термометрия относится к дополнительным методам. Измерения проводятся сверху вниз, и запись повторяется при подъеме АЛМАЗ-2 снизу-вверх.

Диаграмма геотермического градиента регистрируется в масштабе 0,25° С/см

Технические характеристики МГКР:

Диапазон измеряемых температур:	0 до +90 С
Диапазон измеряемых сопротивлений:	0.01 - 3 омм
Время работы в автономном режиме	8 часов
максимальное давление	120 Мпа
максимальная температура	90
габариты скважинного прибора
диаметр	0.108м
Длина	1.6 м.

6.3 Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств

Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом определения пористости по данным ГИС в Западной Сибири является метод самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости: 

Кппс = 8,3 * б пс + 12,7

Где б пс = ДUоп/ДUп

ДUоп - разность потенциалов против опорного пласта;

ДUп - разность потенциалов против исследуемого пласта.

В случае проведения каротажа в скважине с солевым биополимерным раствором метод самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород. Для определения пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ДJГК, используется уравнение регрессии:

Кп= 19,23-13, 95 * ДJГК

Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:

ГдеJГК - показания ГК в коллекторе;

J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;

J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.

Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.

Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (щ) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:

Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 * бпс

где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.

Основным фактором, сдерживающим использование нейтронного каротажа для определения Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС - бпс.

При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр бпс.

Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:

,

где: ѓўtСК, ѓўtЖ, ѓўtГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

,

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

,

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: ѓўtСК = 170 мкс/м; ѓўtЖ = 645 мкс/м.

Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета влияния бпс.

Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.

6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах

В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

6.4.1 Первичная обработка

Цель и задачи первичной обработки является:

Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время- данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:



А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпретации.

6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах

В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.

6.4.1 Первичная обработка

Цель и задачи первичной обработки является:

Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде

“время- данные ГИС”.

Оценка качества записи данных ГИС.

Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.

Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:

При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:

После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.

6.4.2 Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.

Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.

Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.

Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.

Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.

Заключение можно представить в табличном и графическом виде.

Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.

Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.

При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:

Эффективная мощность пласта;

Коэффициент пористости;

Коэффициент нефтенасыщения;

Определение эффективной мощности пласта.

В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.

Определение коэффициента пористости (КП).

Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.

Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.

Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0? бПС ?0,2; 0,8?ѓўJГЛ ?0; где ѓўJГЛ- разностный параметр.

, (6.2)

Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (бПС =1,0; ѓўJГЛ = 0) и глин (бПС = 0,2; ѓўJГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам. Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости. Общая формула определения пористости по НК следующая:

КП = ѓЦ - ѓЦГЛ ? КГЛ,(6.3)



Где ѓЦ и ѓЦГЛ - соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;

КГЛ - глинистость коллектора.

Значения ѓЦ и КГЛ определяются по данным каротажа, а ѓЦГЛ по среднестатистическим данным.

Для полимиктовых коллекторов:

, (6.4)

Подставляя ѓЦГЛ из 6.4 в 6.3 получим:

, (6.5)

Где- минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта.

Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам. Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему. Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:

, (6.6)



Где ѓўtСК, ѓўtЖ, ѓўtГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

, (6.7)

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

, (6.8)

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: ѓўtСК = 170 мкс/м; ѓўtЖ = 645 мкс/м. Литотип коллекторов определяется с помощью значений бПС и ѓўUПС, где бПС -отношение амплитуды ѓўUПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если бПС > 0,7 - песчаник, 0,4< бПС < 0,7 - алевролит, 0,2< бПС < 0,4 -глинистый алевролит.

Определение КН и характера насыщения коллекторов.

По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:

ѓПВП = РП ? ѓПВ,(6.9)



Где РП - параметр пористости;

ѓПВ - УЭС воды.

По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:

РН = ѓПНП / ѓПВП, (6.10)

ГдеѓПНП - УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;

ѓПВП - УЭС водоносного пласта.

По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:

КНГ = 1 - КВ,(6.11)

Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.

Таблица 6.1.

Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.

Порода, литотип	Характер насыщения
	нефть	неясно	вода
Песчаник Алевролит глинистый алевролит	РН ? 3 РН ? 2 РН ? 1,2	3 > РН > 2 2 > РН > 1,2 1,2 > РН > 1,0	РН ? 2 РН ? 1,2 РН ? 1,0

Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов ѓПК1,05/ѓПК0,45 против исследуемого пласта с учетом бПС.

При отношении:

1,66 - коллектор нефтенасыщен;

1,661,26 - зона неоднозначности;

1,26 - коллектор водонасыщен.

При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.



Глава 7. Мероприятия по охране недр и окружающей среды, охране труда и технике безопасности

7.1 Охрана труда и техника безопасности при геофизических работах

В целях безаварийного и безопасного проведения ПГР в бурящихся скважинах наряду с требованиями проектов, инструкций, приказов, распоряжений и положений, действующих на предприятии, всем работникам геофизических партий (отрядов) необходимо соблюдать требования следующих правил и инструкций: -"Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", (Госгортехнадзор России. Москва, 1993г.); -Единой системы управления охраной труда в нефтяной промышленности, М.1986г.; -Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах, М.1985г.; -"Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений(ОСП-72/87 Энергоатомиздат. Москва, 1988г.; -Нормами радиационной безопасности (НРБ-99); -Правил пожарной безопасности Российской федерации (ППБ-01-93 ИНФРС М. 1994г.); -Правил эксплуатации электроустановок потребителей (Энергоатомиздат 1992г.).

Общие положения

К ПГР на скважинах допускаются работники, прошедшие медицинский осмотр, профессиональное обучение и сдавшие экзамены по технике безопасности. Каждый работник должен выполнять работу, по которой он прошел профессиональное обучение и инструктаж. Выполнение других работ без разрешения администрации и соответствующего инструктажа по технике безопасности запрещается.

Техника безопасности при переездах партии

К управлению автомобилем и подъемником с механическим или электрическим приводом могут допускаться только лица, имеющие на это соответствующие права и разрешения.

Персонал партии при переездах размещается в кабинах водителей, а также в кабине управления подъемником и в лаборатории при условии оборудования их специальными сидениями.

Перевозка людей в лебедочном отделении самоходных станций или в кузове подъемника вместе с лебедкой и скважинными приборами запрещается.

Каротажные лаборатории и подъемники должны быть оборудованы необходимым противопожарным инвентарем и укомплектованы медицинскими аптечками с набором медикаментов и перевязочных материалов.

Техника безопасности при работе на скважине

Перед началом работ все члены буровой бригады, привлекаемые начальником партии к проведению вспомогательных работ, должны быть проинструктированы начальником партии ( отряда ) правилам техники безопасности при геофизических исследованиях в скважине.

Отметка о проведенном инструктаже заносится в журнал учета инструктажа на рабочем месте.

Запрещается производство ПГР с неисправным оборудованием, механизмами и инструментом, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты.

Лаборатория и подъемник на скважине должны устанавливаться с таким расчетом, чтобы выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания не проникали в кабину водителя, лебедочное отделение и лабораторию станции.

Для обеспечения безопасного ведения промыслово-геофизических работ в бурящихся скважинах с применением подвесной системы блок-баланса подвесной

ролик закрепляется к крюку талевого блока, нижний ( оттяжной ) ролик - к основанию буровой.

Все узлы крепления системы роликов должны выдерживать нагрузку не менее 15 т.

В бурящихся скважинах при снятом роторном столе и превышении фланца обсадной колонны относительно пола вышки более чем на 0,5 м на устье скважины должны находиться рабочая площадка размером не менее 2,5 х 2,5 м с металлическими деревянными настилами, с лестницей маршевого типа, огражденной перилами. Толщина деревянного настила должна быть не менее 40мм.

Перед включением лебедки машинист подъемника обязан установленным сигналом предупредить окружающих о начале подъема или спуска кабеля.

Во избежание затаскивания скважинного прибора на ролик блок баланса на кабеле необходимо устанавливать предупредительные метки: одну на расстоянии 3,5 м, вторую - 50м и третью - 100 м от кабельной головки.

При производстве промыслово-геофизических работ на буровой ЗАПРЕЩЕНО:

а) производить без разрешения начальника промыслово- геофизической партии (отряда) ремонт бурового оборудования :

б) включать без разрешения начальника промыслово-геофизической партии (отряда) буровую лебедку и различные силовые агрегаты ;

в) переносить и передвигать по полу буровой и приемным мостам буровое оборудование;

г) передвигать трубы на расстоянии менее 20 м от соединительных проводов, каротажного кабеля и станции;

д) включать электросварочные аппараты и станки-качалки в радиусе 400 м, а в отдельных случаях, по требованию начальника промыслово-геофизической партии (отряда), и на большем расстоянии от буровой.

Запрещается производство геофизических исследований в скважинах во время грозы, пурги, буранов, сильных туманов и сильного дождя.

При совместных работах геофизической партии и заказчика должен иметься план совместных работ, утвержденный заказчиком и согласованный с геофизическим предприятием.

Электрооборудование

При работах на буровой запрещается пользоваться напряжением в силовой сети свыше 380в.

Корпуса всех агрегатов (подъемника, лаборатории, лебедки, измерительных приборов и т.д. ) должны быть надежно заземлены.

Кабель, соединяющий электрооборудование с электросетью, необходимо располагать в безопасных местах, где он не может быть поврежден (прокладку кабелей следует производить в соответствии с "Типовой схемой установки геофизического оборудования и прокладки токонесущих кабелей на буровой").

Подключать силовой кабель к источнику питания разрешается только по окончании сборки схемы электрооборудования станции (аппаратуры ).

Собирать и разбирать схемы, производить ремонтные работы последних разрешается только при снятом напряжении.

При необходимости включения тока в схему, когда прибор находится на поверхности ( проверка, градуирование прибора и т.п. ) персонал партии должен предупреждаться об этом.

Каротажная станция должна быть укомплектована необходимыми средствами электрозащиты, а также инструментом с изолированными ручками.

Переноска тяжестей

Скважинные приборы весом более 50 кг подносят к устью скважины (основанию наклонных мостков) при помощи специальных приспособлений. Приборы весом более 100 кг перемещают с помощью каротажной или буровой лебедки.

Грузы и скважинные приборы весом более 40 кг или длиной более 2 м, независимо от веса, должны подниматься и спускаться в скважину буровой лебедкой или лебедкой подъемника. При применении буровой лебедки к работе привлекается буровая бригада.

При переноске тяжестей вручную, предельная норма для каждого работника не должна превышать 50 кг для мужчин и 15 кг для женщин.

Техника безопасности при работе с радиоактивными источниками

К непосредственным работам с источниками допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие медицинских противопоказаний.

Лица, вновь поступившие или переводимые на работу с источниками должны быть обучены безопасным методам работ, правилам личной гигиены и пройти инструктаж по мерам радиационной безопасности.

Все лица, работающие с источниками, обязаны выполнять требования всех документов, регламентирующих эти работы.

Предельно допустимой дозой облучения (ПДД) для лиц, работающих непосредственно с источниками ионизирующих излучений, является 5 бэр в год.

Во избежание превышения ПДД облучения необходимо :

а) максимально удалять источники излучения от работающего;

б) снижать, насколько это возможно, время общего и местного облучения работающего;

в)применять контейнеры, экраны и различные защитные приспособления;

Работающие с источниками гамма-излучения снабжаются индивидуальными дозиметрами.

Транспортировка источников должна производиться только в специальных стандартных контейнерах. Контейнеры, как и автомобили, используемые для транспортировки РВ, должны иметь знак радиационной опасности.

Во время транспортировки и хранения источников на скважине должна быть обеспечена их полная сохранность.

Меры безопасности по предупреждению аварий

Центрирование буровой вышки относительно устья скважины ответственный мастер буровой бригады.

Проверка стеклопластикового контейнера ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение места для установки подъемника с наклоном 10 градусов от буровой ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение места для крепления датчика натяжения и верхнего ролика, испытанного на нагрузку 12 т. о чем составляется акт, что соответствует двое кратному разрывному усилию геофизического кабеля, ответственный мастер буровой бригады.

Обеспечение достаточным освещением на устье скважины ответственный мастер буровой бригады.

Использование надежного и поверенного оборудования (датчик натяжения, скважинные приборы, кабель, регистрирующая аппаратура и т. д.) начальник геофизической партии.

Организация оперативной связи начальник партии, машинист подъемника и бурильщик ответственный начальник геофизической партии.

Установка и работа с устройством стабилизации подачи кабеля ответственный начальник геофизической партии.

Использование датчика натяжения для контроля СПО машинистом подъемника ответственный начальник геофизической партии.

Визуальный контроль за СПО и координация синхронности действий машиниста и бурильщика ответственный технолог (ответственный представитель УБР).

Бурильщик должен следить за ростом нагрузки и не допускать нагрузки на контейнер более 3-5 т.

...