Эталоны для геофизической техники и компетентность компании при оказании геофизических измерительных услуг

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЭТАЛОНЫ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ТЕХНИКИ И КОМПЕТЕНТНОСТЬ КОМПАНИИ ПРИ ОКАЗАНИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ УСЛУГ

Лобанков Валерий Михайлович, доктор наук, профессор, ведущий научный сотрудник АО НПФ «Геофизика»

В статье подробно изложены необходимые эталоны для геофизической техники и компетентность компании при оказании геофизических измерительных услуг.

Геофизические исследования в скважинах (ГИС), выполняемые на месторождениях нефти и газа, базируются на результатах измерений параметров пластов и скважин. Деятельность компании с использованием скважинной аппаратуры включает измерительную деятельность, связанную непосредственно с рабочей аппаратурой, и метрологическую деятельность, связанную с эталонами, воспроизведением, хранением и передачей единиц этой аппаратуре[1].

Решение геологических и технических задач промысловой геофизики базируется на результатах скважинных измерений. На их основе, например, выполняют оценку запасов месторождений и последующее их уточнение, управление процессом разработки месторождений, изучение состояния выработки продуктивных пластов и технического состояния нефтегазовых скважин, мониторинг разработки месторождений. Эффективное решение этих задач зависит от показателей точности и достоверности измерительной информации, которые зависят от состояния метрологической деятельности компании[2].

Рекомендуемая схема передачи единиц геофизических величин скважинной аппаратуре показана на рис. 1.

геофизический измерительный скважина пласт

Рисунок 1. Схема передачи единиц

Основной задачей метрологической службы геофизической компании является передача единиц измеряемых величин от геофизических эталонов скважинной геофизической аппаратуре.

В соответствии с российским законодательством требуется документальное подтверждение прослеживаемости применяемых предприятиями единиц физических величин к Государственным эталонам России.

После вступления России в ВТО нефтяные компании настоятельно требуют от геофизиков подтверждения их технической компетентности при оказании измерительных услуг, то есть соответствия требованиям международного стандарта, регламентирующего калибровочную деятельность.

В соответствии с Федеральным законом «Об обеспечении единства измерений» на геофизические измерения в добровольном порядке распространяются требования Российской Системы Калибровки (РСК). ФГУП Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы (ВНИИМС) уполномочен вести Реестр метрологических служб (калибровочных лабораторий) предприятий, удовлетворяющих требованиям ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 и РСК.

Копия полученного от ВНИИМС «Свидетельства о регистрации» компании в Реестре РСК (с указанием области технической компетентности метрологической службы) входит в состав тендерной документации, представляемой нефтегазовым компаниям для получения заказа на исследования и работы в скважинах[3,4].

Для регистрации любой геофизической компании в РСК необходимо иметь следующие документы:

· Приказ об организации метрологической службы, деятельность которой регламентирована утвержденным «Положением о метрологической службе геофизической компании»;

· Руководство по качеству организации и проведения калибровочных работ»;

· Проект «Области компетентности калибровочной лаборатории» с перечнем измеряемых величин с указанием диапазона и нормированной погрешности измерений параметров пластов и скважин в разных геолого- технических условиях;

· Акт предварительной оценки компетентности метрологической I службы предприятия», подписанный Уполномоченной экспертной иртнизацией, зарегистрированной в РСК.

Наиболее сложным этапом в подготовке предприятия к оценке его компетентности при выполнении калибровочных работ является разработка и соблюдение требований «Руководства по качеству организации и проведения калибровочных работ». Оно должно содержать следующие обязательные разделы:

· Введение;

· Политика в области качества;

· Организация;

· Ресурсы;

· Область деятельности;

· Средства калибровки;

· Документация;

· Персонал;

· Помещения. Окружающая среда;

· Порядок приема и регистрации принятых на калибровку средств измерений;

· Порядок проведения калибровки;

· Оформление результатов калибровки;

· Порядок рассмотрения претензий и рекламаций (при оказании метрологических услуг сторонним организациям).

В общем случае для выполнения калибровочных работ необходимо иметь:

· помещения, удовлетворяющие требованиям нормальных условий измерений;

· геофизические эталоны, хранящие единицы измеряемых параметров пластов и скважин;

· методики калибровки измерительных каналов скважинной аппаратуры;

· обученный персонал калибровщиков скважинной аппаратуры.

И заказчики, и исполнители геофизических услуг должны иметь полное взаимопонимание того, какая физическая величина измеряется, в каком диапазоне, с какой регламентированной погрешностью при фиксированных ограничениях области применимости действующих методик измерений.

Например, для однотипной аппаратуры нейтронного каротажа (НК) одному и тому же выходному сигналу будут соответствовать разные значения коэффициента общей пористости песчаного или кальцитового или доломитового пласта, пересеченного скважинами разного диаметра, поровое пространство которого заполнено водой или нефтью или газом или их смесью. Содержание хлора в пласте и в скважине также повлияет на измеренное значение коэффициента общей пористости (при одном и том же выходном сигнале). Иными словами, в разных сочетаниях отмеченных факторов одному и тому же значению коэффициента пористости пласта будут соответствовать разные значения выходного сигнала аппаратуры[5].

Когда формулируется требования к измеряемой величине, то приходится конкретизировать:

· минералогический состав скелета пласта; насыщение порового пространства пласта; диаметр скважины, пересекающей пласт; параметры вещества в скважине;

· расположение зонда в скважине (прижатый к стенке скважины или центрированный).

Несмотря на то, что по определению «коэффициент пористости вещества - это отношение объема пор к общему объему вещества», фактически коэффициент пористости пласта, измеряемый в разных типовых условиях, приходится рассматривать как разные физические величины, которым должны соответствовать разные единицы, что равносильно разным шкалам для одной и той же однотипной аппаратуры НК.

Следовательно, в области технической компетентности компании требуется указывать, образно говоря, «перечень шкал» измеряемого коэффициента общей пористости, построенных для типового химического состава пласта, пересеченного скважиной типового (номинального) диаметра, заполненной известным типовым веществом. В этот перечень при оценке компетентности могут быть включены шкалы, для построения которых эталоны заимствованы у других компаний (из других городов или стран) и имеется техническая возможность передачи соответствующих единиц коэффициента пористости аппаратуре НК, принадлежащей геофизической компании, что отражается в документации[6,7].

Если, например, в компании имеются только три аттестованных стандартных образца пористости водонасыщенного кальцитового пласта, пересеченного скважиной диаметром 0216 мм, то в области компетентности будет указана только следующая величина: «Коэффициентобщей пористости водонасыщенного кальцитового пласта, пересеченного скважиной диаметром 216 мм, с нулевым хлоросодержанием в пласте и в скважине». Если компания претендует нарасширение своей области компетентности на песчаные и доломитовые пласты и другие диаметры скважины, то для своей аппаратуры НК ей необходимо получить единицы от соответствующих калиброванных эталонов, имеющихся в других компетентных организациях.

Все эти аспекты измерительного процесса ГИС с использованием собственных и арендованных эталонов отражаются в «Руководстве по качеству организации и проведению калибровочных работ» геофизической компании.

«Свидетельство о регистрации» компании в Реестре РСК выдается на пять лет. Через 1,5 года и 3 года, после внесения метрологической службы в Реестр, ВНИИМС вместе с Уполномоченной экспертной организацией проводит инспекционный контроль зарегистрированной в РСК компании в части соблюдения правил РСК и требований ГОСТ ИСО/МЭК 17025.

В период с 2013 по 2015 годы с участием Уполномоченной экспертной организации - ГУП ЦМИ «Урал-Гео» в РСК зарегистрированы:

· ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика» (г. Ноябрьск);

· ООО ПКФ «Недра-С» (г. Астрахань);

· ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика»;

· ОАО «Когалымнефтегеофизика»;

· ОАО «Оренбургнефтегеофизика»;

· ООО «Техинформсервис» (г. Ижевск);

· ООО «БИТАС» (г. Самара);

· ОАО «Башнефтегеофизика»;

· ООО «Тюменская геофизическая компания» (п. Талинка);

· ООО ПИТЦ «Геофизика» (г. Полазна).

Таким образом, на рынке геофизических услуг успешно смогут работать только те геофизические компании, которые в добровольном порядке периодически смогут подтверждать свою компетентность на соответствие их метрологических служб требованиям международного стандарта ГОСТ ИСО/МЭК 17025 регистрацией в РСК[8].

Выводы. Метрологическая деятельность российской геофизики с использованием эталонов единиц геофизических величин осуществляется в соответствии с требованиями Закона «Об обеспечении единства измерении» через РСК на добровольных началах.

К участию в тендерах на геофизические услуги допускаются преимущественно те геофизические компании, которые могут документально подтвердить происхождение единиц, переданных их геофизической аппаратуре.

Документом, который подтверждает техническую компетентность геофизической компании, является «Свидетельство о регистрации» в Российской Системе Калибровки с приложением «Области компетентности метрологической службы компании».

Область компетентности компании включает перечень измеряемых величин с указанием диапазона и погрешности измерений, для которых имеются соответствующие эталоны единиц измеряемых параметров пластов и скважин, воспроизводимых для разных геолого-технических условий. В приложении к «Свидетельству о регистрации» компании в Реестре РСК указываются только те измеряемые величины, для которых в компании имеются соответствующие эталоны и (или) эталоны, предоставляемые другими компетентными организациями.

Основным документом, на основании которого формируется область компетентности метрологической службы геофизической компании, является утвержденное «Руководство по качеству организации и выполнения калибровочных работ» с указанием перечня скважинной аппаратуры и эталонов, используемых для калибровки каждого измерительного канала аппаратуры.

Список литературы

1. Коровин В.М., Лобанков В.М., Миллер А.В., Миллер А.А., Сулейманов А.А., Барышев В.И., Соломина И.Л., Шаисламова Г.Г. Геофизические исследования и работы в скважинах// В 7 томах. Уфа. 2010. Том 4 Контроль технического состояния скважин

2. Лобанков В.М. Основы метрологии геофизических измерений // Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа. 2011.

3. Лобанков В.М., Святохин В.Д. Система обеспечения единства измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин //Каротажник. 2005. № 10-11. С. 199-206.

4. Лобанков В.М. Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / ОАО "Научно-производственная фирма "Геофизика"". Уфа. 2008

5. Лобанков В., Гарейшин З., Подковыров А. Метрологическое обеспечение инклинометрии и глубинометрии нефтегазовых скважин //Бурение и нефть. 2005. № 7-8. С. 26-27.

6. Ленский В.А., Мамлеев Т.С., Даниленко В.Н. Скважинная сейсморазведка// В. А. Ленский, Т. С. Мамлеев, В. Н. Даниленко. Москва, 2012

7. Давыдов Ю.Б., Демехов Ю.В., Машкин А.И., Перелыгин В.Т., Румянцев Д.Р., Талалай А.Г. Каротаж нейтронов деления для определения содержания урана в скважинах на гидрогенных месторождениях, отрабатываемых способом подземного выщелачивания //Известия высших учебных заведений. Горный журнал. 2010. № 3. С. 106-113.

8. Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Иванова Т.В., Андреев Ю.В. О перспективах нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений западного Башкортостана. //Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академия наук Республики Башкортостан. 1997. № 1. С. 16.

Размещено на Allbest.ru