№

Наименование товаров и услуг

Кол-во

1

аппаратуры и оборудования (150°С) для проведения промыслово-геофизической исследований нефтяных и газовых скважин

В соответствии с техническим заданием

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр скважинных модулей, мм не более

80

Диаметры исследуемых скважин, мм

от 120 до 508

Диапазон температуры окружающей среды, °C

от -10 до +150

Диапазон температур проведения операций по сборке-разборке приборов, °C

от -50 до +50

Верхнее значение гидростатического давления, МПа, не менее

100

Удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости, Ом*м, не менее                                

0,02

Максимально допустимая пространственная интенсивность искривления ствола скважины, °/10 м

3

Предельно допустимая осевая нагрузка на скважинные приборы:

·     на растяжение, кН(5т);

·     на сжатие (в скважине), кН/(5т)

44,48

44,48

Напряжение питания скважинных приборов, В

220

Частота питания скважинных приборов, Гц

50

Гарантированное время работы комплекса при максимальной температуре, ч, не менее

2

Время непрерывной работы в режиме регистрации, ч, не менее

10

Срок службы, лет, не менее

5

Все приборы должны иметь идентичную телеметрическую линию связи и межмодульные узлы стыковки, и иметь возможность работать как по отдельности, без применения дополнительных устройств, так и в сборках в кабельном режиме. В автономном режиме каждый прибор должен иметь собственный модуль питания.

1.Технологический прибор (модуль)

ПРЕДНАЗНАЧЕН для проведения измерений технологических параметров скважины и процесса спуско-подъемных операций для исследования открытых и обсаженных нефтяных и газовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в стволе нефтегазовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø снижение передачи вращающего момента, накопленного на компоновке или кабеле, на скважинные приборы, в том числе с прижимных элементов приборов в скважине во время исследований;

Ø контроль натяжения на кабельной головке и движения приборов в скважине. Позволяет разделить аварийный прихват кабеля или связки приборов, с целью оперативного принятия решения и минимизации времени на проведение аварийно-ликвидационных мероприятий;

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Предел доп. основной погрешности

Натяжение/сжатие

1-30 кН

10%

Ускорение

±16g

Температура

-10 +150˚С

±0,5 ˚С

Давление

0-100 МПа

±0,4 МПа

Резистивиметрия

0,02 – 30 Ом*м

± [5+0,02(30/r-1)]

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Сборочная длина прибора, мм

2500

не более

Общая масса прибора, кг

160

не более

Скорость каротажа, м/ч

600

Комбинируемость

проходной

Положение в скважине

свободное

2. Прибор комбинированного многозондового (более 3-х зондов) бокового электрического каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения кажущегося удельного электрического сопротивления горных пород (далее кажущегося УЭС) в околоскважинном пространстве разноглубинными зондами электрического бокового каротажа с активной физической фокусировкой.

ПРИМЕНЯЕТСЯ нефтегазовые скважины, заполненные промывочной жидкостью на водной основе.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø определение УЭС пласта с высокой точностью и разрешающей способностью;

Ø литологическое расчленение тонкослоистых разрезов;

Ø измерения в наклонных и горизонтальных скважинах.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

УЭС бурового раствора (Rm)

от 0.02 до 20 Ом*м

±20%

УЭС пород (Rt)

от 0.2 до 4.9 Ом*м

от 5.0 до 4999 Ом*м

от 5000 до 50 000 Ом*м

±10%

±5%

не нормируется

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Сборочная длина прибора, мм

13700

не более

Диаметр, мм

80

не более

Общая масса прибора, кг

336

не более

Скорость каротажа, м/ч

1500

Комбинируемость

проходной

Положение в скважине

центрируемый

Изоляторы не должны содержать резиновых элементов и должны быть выполнены из материала полиэфирэфиркетон (PEEK).

3. Прибор микрометодов и бокового микрокаротажа МК+БМК

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения кажущегося удельного электрического сопротивления (далее УЭС) горных пород в открытом стволе нефтяных и газовых скважин зондами микрокаротажа (МК) и бокового микрокаротажа (БМК), а также измерения среднего диаметра (DС) скважины каверномером.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в открытом стволе нефтегазовых скважин, заполненных водной промывочной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø выделение коллекторов в разрезе нефтегазовых скважин;

Ø оценка удельного электрического сопротивления зоны проникновении;

Ø кавернометрия скважин.

Измерительные зонды МК, БМК размещены на двух башмаках, прижимаемых к стенке скважины управляемой рычажной системой. На башмаке МК расположены градиент-микрозонд А0.025М0.025N, либо аналог и потенциал-микрозонд А0.05М, либо аналог. Измерительный зонд БМК трехэлектродный. Фокусировка тока зонда БМК осуществляется автоматическим регулированием потенциалов электродов зонда.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность, %

УЭС градиент-микрозондом А0.025М0.025N

0,1-40 Ом*м

±[4+0,1(Хв/Х-1)]%

УЭС потенциал-микрозондом A0.05M

0,1-40 Ом*м

±[4+0,1(Хв/Х-1)]%

УЭС зондом БМК

0,2-500 Ом*м

± 10 %

Диаметр скважины (d_c)

120¸400 мм

± 5 %

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм

·        габаритная

·  сборочная

2930

2600

не более

Диаметр прибора, мм

90

не более

Общая масса прибора, кг

80

не более

Управление приводом

многократное, по команде с поверхности

Скорость каротажа, м/ч

до 1500

Комбинируемость

транзитный

Положение в скважине

Прижимается измерительными лапами к стенкам скважины

4. Прибор 5-зондового индукционного каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения и регистрации, с привязкой по глубине потенциала самопроизвольной поляризации скважины (ПС) и удельной электрической проводимости (УЭП) горных пород с целью определения начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности пластов – коллекторов.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в открытом стволе нефтегазовых скважин, заполненных промывочной жидкостью на водной или нефтяной основе.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø выделение коллекторов в разрезе нефтегазовых скважин;

Ø оценка удельного электрического сопротивления пластов;

Ø оценка насыщенности коллекторов.

В зондовой части прибора расположены пять трехкатушечных зондов ИК, скомпенсированных по прямому полю в воздухе, с длинами главных пар: 1445мм (1,4м), 1000мм (1м), 694мм (0,7м), 480мм (0,5м), 330мм (0,3м)

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Зонд

мСм/м

±[3,0+0,1*(2000/s_к-1)]%

ЗИ0.3

5-2000

ЗИ0.5

ЗИ0.7

ЗИ1.0

ЗИ1.4

ПС

мВ

определяется параметрами измерительного канала регистратора

Резистивиметр

0,1-50 Ом*м

±[5 + 0,1*(50/s_к- 1)]%

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм,

·        габаритная

·        сборочная

3635

3255

не более

Диаметр, мм

80

не более

Общая масса прибора, кг

48

не более

Скорость каротажа, м/ч

до 1500

Комбинируемость

транзитный

Положение в скважине

с отклонителями

5. Прибор комбинированный радиоактивного каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения водонасыщенной пористости пород методом нейтронного гамма-каротажа – НГК и методом компенсированного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам - 2ННКт.

ПРИМЕНЯЕТСЯ для исследования открытых и обсаженных нефтяных и газовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø корреляция разрезов скважин и литологических изменений;

Ø детальное литологическое расчленение;

Ø выделение газоносных пластов, газожидкостного водонефтяного контакта;

Ø определение коэффициента пористости пластов;

Ø определение коэффициента газонасыщенности.    

Измерительные установки зондов НГК и 2ННКт состоят из сцинтилляционного детектора с ФЭУ (зонд НГК), двух гелиевых детекторов тепловых нейтронов (зонд 2ННКт) и ампульного источника быстрых нейтронов (Pu+Be, с выходом от 5×10⁶ до 2×10⁷ н/с), который является общим для обеих измерительных установок.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность, %

Водонасыщенная пористость по 2ННК

1¸40  %

4.2+2.3(40/Kп-1), %

Водонасыщенная пористость по НГК

1¸40   %

4.2+2.3(40/Kп-1), %

Чувствительность зонда НГК, не менее 

4000 (имп/мин)/усл.ед

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм,

·        габаритная

·        сборочная

5140

4856

не более

Диаметр, мм

80

не более

Общая масса прибора, кг

95

не более

Скорость каротажа, м/ч

·        в терригенном разрезе

·        в карбонатном разрезе

250¸400

400¸800

Комбинируемость

транзитный

Положение в скважине

прижимается или свободное

6. Прибор литоплотностного гамма-гамма каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для исследования разрезов нефтегазовых скважин с открытым

стволом диаметром от 105 до 350 мм методом литолого-плотностного гамма-гамма

каротажа.

ПРИМЕНЯЕТСЯ нефтегазовые скважины, заполненные промывочной жидкостью на водной основе.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø корреляции разрезов скважин и литологических изменений;

Ø детального литологического расчленения;

Ø определение плотности и пористости горных пород;

Ø определения/уточнения фильтрационно-емкостных свойств;

Ø определения/уточнения индекса фотоэлектрического поглощения и

Ø минерального состава пород;

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Объемная плотность

1,7..3,0

±1.5 % в диапазоне

1.7÷2.0 г/см³

±1.2 % в диапазоне

2.0÷3.0 г/см³

Индекс фотоэлектрического

эффекта

1,3..7,0

Не более 0,25 отн.ед.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Сборочная длина прибора, мм

3004

не более

Диаметр, мм

80

не более

Общая масса прибора, кг

95

не более

Скорость каротажа, м/ч

200

Комбинируемость

Проходной

Положение в скважине

прижимается к стенке

7. Прибор спектрометрического гамма-каротажа СГК

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения массового содержания в горных породах естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ): тория (Th), урана (U) и калия (K) и мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения горных пород.

ПРИМЕНЯЕТСЯ для исследования открытого и закрытого ствола нефтяных и газовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø детальная стратиграфическая корреляция разрезов;

Ø выделение отдельных литотипов пород;

Ø оценка глинистости пород;

Ø определение минерального состава глин;

Ø выделение обводненных зон в эксплуатационных скважинах.

Зондовая установка состоит из сцинтилляционного детектора и ФЭУ.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Погрешность

Массовое содержание тория (Th)

0.5-200 ppm

±1,5 ppm, 10% при CTh > 20 ppm

Массовое содержание урана (U)

0.5-200 ppm

±1,5 ppm, 10% при CU > 20 ppm

Массовое содержание калия (K)

0.1-20%

±0,3 %, 10% при CK > 5%

Интегральное гамма-излучение

1-250 мкР/ч

15%

Количество каналов

1024

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Длина, мм,

·        габаритная

·        сборочная

1410

1790

не более

Общая масса прибора, кг

40

не более

Номинальный диаметр исследуемых скважин, мм

от 120 до 350

Скорость каротажа, м/ч:

- в активном  разрезе (МЭД >5 мкР/ч)

Общие исследования    

Детальные исследования        

- в низкоактивном  разрезе (МЭД<5мкР/ч)

Общие исследования    

Детальные исследования      

140¸180

80¸120

110¸150

60¸100

Комбинируемость

транзитный

Положение в скважине

свободное

8. Профилемер
–каверномер скважинный

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения четырех взаимно-перпендикулярных расстояний (радиусов) от оси прибора до стенки скважины, двух взаимно-перпендикулярных диаметров (профилей) скважины, проходящих через ось прибора и определения круглого поперечного сечения скважины при произвольном параллельном положении оси прибора относительно оси скважины (каверномер).

ПРИМЕНЯЕТСЯ в открытом и закрытом стволе нефтегазовых скважин.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø изучения профиля поперечного сечения скважины;

Ø поиск желобов;

Ø подсчёт объёма затрубного пространства скважины;

Измерения проводятся с помощью резистивных датчиков перемещения, каждый из которых механически связан со своим рычагом.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Диаметр скважины

100÷700 мм

±(1,00+0,01*D)%

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Длина, мм,

·        габаритная

·        сборочная

2925

2619

не более

Общая масса прибора, кг

95

не более

Управление приводом

многократное, по команде с поверхности

Скорость каротажа, м/ч

до 1500

Комбинируемость

Транзитный

Положение в скважине

Свободное, концы измерительных рычагов прижаты к стенке скважины

         9. Профилемер автономный
акустический

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения внутренней геометрии открытых стволов скважин.

Область применения – необсаженные скважины диаметром от 120 до 200, от 146 до 221, от 175 до 320 мм (со сменными зондами диаметром 90 мм, 108 мм, 150 мм соответственно) , заполненные жидкостью на водной или нефтяной основе с плотностью не более 1,2 г/см3.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в открытом стволе нефтегазовых скважин.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø определение профиля скважины по восьми внутренним радиусам в каждом поперечном сечении

Акустический зонд прибора содержит восемь электроакустических преобразователей, расположенных вдоль двух образующих зонда со сдвигом 45°, и один опорный, расположенный вдоль оси прибора. Восемь преобразователей образуют между собой 4 пары (П1-П5, П2-П6, П3-П7, П4-П8) и служат для определения внутреннего радиуса скважины.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Диаметр скважины

Зонд 90 мм

120-200 мм

±2 мм

Зонд 108 мм

146-221 мм

±2 мм

Зонд 150 мм

175 – 320 мм

±2 мм

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Длина, мм,

·        габаритная

·        сборочная

2272

1812

не более

Общая масса прибора, кг

79

не более

Скорость каротажа, м/ч

до 1500

Режим работы

Автономный

Положение в скважине

Центрируемый

10. Прибор широкополостного акустического каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН измерения кинематических характеристик и динамических характеристик продольной, поперечной и Стоунли волн в разрезах необсаженных скважин, а также для измерения кинематических и динамических характеристик продольной волны по обсадной колонне для контроля качества цементирования обсаженных нефтегазовых скважин. Структурная формула акустического зонда имеет вид И2 2,0 И1 1,0 П1 0,5 П2.

ПРИМЕНЯЕТСЯ обсаженные скважины, оборудованные колонной с внешним диаметром от 127 до 351 мм и необсаженные скважины диаметром от 127 до 350 мм глубиной до 5000 м, заполненные негазированной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø определение коэффициента пористости и модулей упругости пород в скважинах с открытым стволом;

Ø оценка качества цементирования обсадной колонны.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Интервальное время распространения

упругих волн:

Продольной волны

Поперечной

Волны Стоунли

100-500 мкс/м

150-500 мкс/м

600-900 мкс/м

±5

±15

±15

Коэф. затухания:

продольной волны

волны Стоунли

волны по обсадной колоне

0-20

0-20

0-20

±3

±5

±3

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Сборочная длина прибора, мм

4750

не более

Общая масса прибора, кг

110

не более

Скорость каротажа, м/ч

800

Комбинируемость

Проходной

Положение в скважине

Центрируется

11. Прибор кросс-дипольного акустического каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для измерения кинематических и динамических характеристик продольной, поперечной и Стоунли волн в разрезах необсаженных скважин с целью определения литологии, пористости, проницаемости, анизотропии горных пород.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в скважинах с открытым стволом и обсаженных, заполненных негазированной жидкостью.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø Литологическое расчленение разреза скважины;

Ø Определение пористости горных пород;

Ø Определение упругих характеристик пород (коэффициент Пуассона, модуль Юнга и т.д.) с целью оценки напряженного состояния пород и расчета параметров гидроразрывов пластов;

Ø Выделение интервалов трещинноватости и анизотропии горных пород;

Ø Оценка проницаемости горных пород по параметрам волны Стоунли.

Акустический зонд содержит монопольный излучатель с рабочей частотой 13 кГц, кросс-дипольный излучатель с рабочей частотой 2,5 кГц, и восемь блоков приемников, каждый из которых содержит четыре ортогонально расположенных акустических преобразователя. Структурная формула монопольного зонда: ИМ3,77(П1.1-П1.4)0,2(П2.1-П2.4)…(П8.1-П8.4); кросс-дипольного зонда: ИКД3,2(П1.1-П1.4)0,2(П2.1-П2.4)…(П8.1-П8.4). Излучатель снизу.

  Для решения задач определения азимутов анизотропии прибор имеет блок датчиков акселерометров и магнитометров.

Прибор имеет транзит кабельных жил, что позволяет работать в сборках с приборами в кабельном режиме. Так же имеется возможность работать в автономном режиме.

Измерения производятся в автономном режиме с записью данных в энергонезависимую память прибора.

Монтаж излучателей X и Y должен исключать их пространственное смещение друг относительно друга. Эффективные центры излучателей должны совпадать.

Волна Стоунли для оценки проницаемости должна генерироваться монопольным источником.

Чехлы приёмников измерительной антенны не должны содержать эластомерных элементов.

В комплект поставки должно входить бессрочное лицензированное программное обеспечение для обработки и интерпретации зарегистрированного материала. Поставщик обязуется организовать обучение специалистов заказчика самостоятельной обработке данных.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Погрешность

Диапазон преобразования интервального времени распространения упругих волн, мкс/м                                                                                     

·        по продольным волнам

·        по поперечным волнам

·        по волнам Стоунли

140÷600

250÷2000

250÷2000

±3%

±5%

±5%

Характеристики пространственной ориентации:

Диапазон измерения зенитного угла

0 - 180 градусов

от 0,5 до 5° и от 175 до 179,5°

±(0,14/sinθ+0,4)°

от 5 до 175°         ±2°;

Диапазон измерения угла положения корпуса относительно апсидальной плоскости

0 - 360 градусов

Диапазон измерения угла положения корпуса прибора относительно магнитного меридиана

0 - 360 градусов

от -80 до 80° в диапазонах зенитных углов от 0 до 5° и от 175 до 180°:  ±3°

Диапазон измерения вектора силы тяжести

0-2G

Диапазон измерения угла наклонения магнитного поля

±90°

Диапазон измерения напряженности магнитного поля

0-80 мкТл

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм,  не более

9946

не более

Диаметр прибора, мм

95

не более

Общая масса прибора, кг

366

не более

Диаметр исследуемых скважин, мм

от 120 до 400

Диаметр обсадных колонн, мм

от 127 до 400

Скорость каротажа, м/ч

400    для шага дискретизации по глубине 0,1 м

Комбинируемость

транзитный

Положение в скважине

центрируется

         12.
 Инклинометр магнитометрический

ПРЕДНАЗНАЧЕН для непрерывного измерения азимута, зенитного угла скважины и угла положения корпуса скважинного прибора относительно магнитного меридиана и апсидальной плоскости скважины, а также технологических параметров.

ПРИМЕНЯЕТСЯ для исследования необсаженных скважин с измерением азимута, зенитного угла и угла поворота и регистрацией естественной радиоактивности горных пород.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø определение траектории ствола скважины;

Ø  регистрация естественной радиоактивности пород. 

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Диапазон измерения азимута скважины

0÷360 град

Диапазон измерения зенитного угла

0÷180 град

Диапазон измерения угла положения корпуса относительно апсидальной плоскости

0÷360 град

Диапазон измерения угла положения корпуса модуля относительно магнитного меридиана

0÷360 град

Диапазон измерения угла наклонения магнитного поля

±90°

Допустимые пределы основной погрешности измерения по каналу азимута в диапазонах зенитных углов:

от 0,5° до 5° и от 175° до 179,5°

от 5° до 175°

-0,68°…+0,57°

-0,15°…+0,73°

±(0,1/sinθ+0,4)°

±1,5°

Допустимые пределы основной погрешности измерения по каналу зенитного угла

±0,15°

-0,10°…+0,05°

Допустимые пределы основной погрешности измерения по каналу угла положения корпуса модуля относительно апсидальной плоскости скважины в диапазонах зенитных углов:

от 0,5° до 5° и от 175° до 179,5°

от 5° до 175°

+0,17°…+0,53°

-0,33°…+0,14°

±(0,1/sinθ+0,4)°

±1,5°

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

80

не более

Длина, мм,

4690

не более

Общая масса прибора, кг

85

не более

Диаметр исследуемых скважин

от 100 до 350

Скорость каротажа, м/ч

до 800

Комбинируемость

Транзитный

Положение в скважине

Свободное

         13. Технология вызова притока санированием при освоении скважин

ПРЕДНАЗНАЧЕН для освоения скважин методом снижения уровня жидкости.

ПРИМЕНЯЕТСЯ при подготовке скважины к эксплуатации в условиях ухудшенной проницаемости.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø удаление фильтрата бурового раствора, мехпримесей и остатков жидкостей ГРП после заканчивания или ремонта.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм,

3200

не более

Общая масса прибора, кг

80

не более

Диаметр, мм не более

50

        
14. Прибор для контроля за разработкой (PLT)

ПРЕДНАЗНАЧЕН для исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

ПРИМЕНЯЕТСЯ для детального исследования работающих нефтяных и газовых скважин с целью определения профиля притока/приемистости, состава флюида (нефть, газ, вода) и технического состояния эксплуатационной колонны в реальном времени и с одновременной записью в память.

РЕШАЕМЫЕ ЗАДАЧИ:

Ø  измерение температуры;

Ø определение температурных аномалий;

Ø измерение давления;

Ø измерение удельной электрической проводимости (УЭП) жидкости;

Ø измерение мощности экспозиционной дозы (МЭД) гамма-излучения;

Ø индикация притока;

Ø определение мест негерметичности обсадной колонны;

Ø определение интервалов притока флюида в скважину;

Ø определение состава скважинной жидкости;

Ø исследование природы акустических шумов в скважине;

Ø определение положения муфтовых соединений НКТ и обсадных труб;

Ø определение интервалов перфорации;

Ø привязка измеряемых параметров по глубине;

Ø индикация зенитного угла скважины;

Ø индикация угла поворота модуля вокруг оси;

Ø измерение дебита;

Ø определение работающих интервалов пласта эксплуатационной скважины;

Ø определение профиля поглощения жидкости в пласт (пропластки) нагнетательной скважины.

ИЗМЕРЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

Диапазон измерений

Основная погрешность

Индикация шума (СЧ), кГц,

0,1…12

±5%

УЭП, См/м

[0,1…50]

±5%

Содержание воды в нефти, %

0…100

±5%

Индикация шума (ВЧ), кГц

12…32

±5%

Индикация шума (НЧ), кГц

0…100

±5%

Локатор муфт, сигнал/шум

>5/1

±5%

Термоиндикация притока, м³/ч (с отключением нагрева (дублирующий термометр))

0,1…50

±5%

МЭД гамма-излучения, мкР/ч

[1…100]

±10%

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм,

1500

не более

Общая масса прибора, кг

10

не более

Диаметр прибора

43

не более

Исполнение

6% H₂S

Модуль расходомера верхний (реверсивный)

Расход, м³/ч

                      - в трубе НКТ 2,5”

                      - в трубе 5"

                      - в трубе 6"

[1..50]

[3..80]

[3..100]

±5%

Модуль расходомера газовый

Расход по газу, м/с (реверсивный)

[0,1 – 10]

±5%

Модуль расходомера нижний (реверсивный)

Расход, м³/ч

                                 - в трубе 5"

                                 - в трубе 6"

[1..80]

[1..100]

±5%

Прибор должен иметь модульную конструкцию для удобства транспортировки и возможности сокращения длины компоновки при необходимости

-Базовый модуль  - для работы в нагнетательных скважинах.

- Модуль состава жидкости – для добывающих скважин.

- Модуль шумомера (6 каналов)

-Модули расходомеров (реверсивные) –для определения направления потока

1.     Каротажный регистратор

ПРЕДНАЗНАЧЕН для приема и регистрации данных от 1-, 2- и 3-х жильных                геофизических скважинных приборов и преобразования их в цифровую форму для последующей записи и обработки, а также прием сигналов от устройства контроля параметров спускоподъемных операций в процессе каротажа. 

Модуль источников питания включает в себя:

-        стабилизаторы напряжения для питания модулей регистратора и коммутации;

-        программно-управляемый источник питания постоянного тока.

-        источник переменного тока 220/110В, 50Гц.

Модуль коммутации выполняет функции:

-        коммутация источников питания на жилы кабеля;

-        съем сигналов с жил кабеля.

Модуль регистратора выполняет функции:

-        контроль глубины и ММ;

-        АЦП;

-        обработка сигналов.

2.     Интерфейсный блок в кейсе для работы в автономном режиме

ПРЕДНАЗНАЧЕН для работы с батарейными блоками и автономным регистратором приборов при работе в автономном режиме.

Должен выполнять следующие функции:

1. Постановка регистратора прибора на задание каротажа;

2. Считывание материала с прибора;

3. Тестирование автономного регистратора и скважинных модулей;

4. Заряд-разряд блока батарей.

3.     Модуль батарей МБ

ПРЕДНАЗНАЧЕН для питания каждого скважинного модуля автономно-кабельной системы при работе в автономном режиме.

ПРИМЕНЯЕТСЯ в стволе нефтегазовых скважин, заполненных любой промывочной жидкостью. Должен включать в себя блок аккумуляторов с максимальной рабочей температурой 100˚С и сменный блок батарей с максимальной рабочей температурой до 150˚С.

Ускорение

±16g

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм

90

не более

Сборочная длина прибора, мм

1283

не более

Общая масса прибора, кг

40

не более

4.     Наконечник кабельный НКБ-Т-3-60

ПРЕДНАЗНАЧЕН для механического и электрического соединения геофизических скважинных приборов или каротажных зондов с трёхжильным грузонесущим геофизическим кабелем.

ПРИМЕНЯЕТСЯ для работ в скважинах, бурящихся на нефть и газ.

Представляет собой устройства байонетного типа для механического и электрического соединения геофизических приборов с кабелем.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм, не более

560

Диаметр, мм, не более

60

Общая масса, кг, не более

10

Максимально допустимая нагрузка на растяжение, кН, не более

50

5.     Головка переходная ГП-76

ПРЕДНАЗНАЧЕНА предназначена для механического и электрического соединения наконечника НКБЦ3-60 со скважинными приборами (модулями), имеющими в верхней приборной головке семиконтактную розетку СН-67-7 АОС 96.000 ТУ.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм, не более

295

Общая масса, кг, не более

5

6.     Переводник шарнирный байонетный ПШБ

ПРЕДНАЗНАЧЕНО для механической стыковки приборов и обеспечения механической развязки осей приборов и гибкости автономной геофизической системы в целом.

ПРИМЕНЯЕТСЯ:

·                   обеспечить механическую стыковку;

·                   обеспечить гибкую приборную компоновку.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Длина, мм, не более

470

Масса, кг, не более

8

7.     Стыковочное устройство двухшарнирное СУ

ПРЕДНАЗНАЧЕНО  для механического и электрического соединения скважинных приборов (модулей) при работе в открытом и закрытом стволе скважин, для обеспечения расположения соединяемых скважинных приборов (модулей) на разных осях, имеющих в нижней приборной головке семиконтактную вилку СН-67-7 АОС 96.000 ТУ и в верхней приборной головке семиконтактную розетку СН-67-7 АОС 96.000 ТУ

ПРИМЕНЯЕТСЯ:

·                   при необходимости обеспечить гибкую приборную компоновку;

Соединитель представляет собой конструкцию, состоящую из верхней присоединительной головки, корпуса с шарнирами и нижней присоединительной головки, двух изоляторов ввода проводников.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Диаметр, мм, не более

76

Длина, мм, не более

·                   габаритная

1355

Масса, кг, не более

29

8.     Разъем гибкий РГ-7

ПРЕДНАЗНАЧЕН для электрического соединения скважинной геофизической аппаратуры при проверках работоспособности сборок на базе.

9.     Головка свободного вращения ГСВ

ПРЕДНАЗНАЧЕНА для механического и электрического соединения скважинных приборов (модулей). Изделие содержит в своем составе головку свободного вращения, которая снимает вращающий момент накопленный на геофизическом кабеле с ниже расположенных на связке приборов.

Изделие выдерживает осевую растягивающую нагрузку до 120 кН

10. Отклонитель БО

ПРЕДНАЗНАЧЕН для отклонения приборов от стенки скважины при геофизических исследованиях горизонтальных и наклонно-направленных скважин.

Отклонитель должен состоять из корпуса, обоймы, не менее 4 рёбер, соединительных гаек

Через отклонитель проходит транзитный жгут

11. Комплект переводников

ПРЕДНАЗНАЧЕНЫ для соединения сборки приборов в автономном режиме с буровым инструментом при геофизических исследованиях скважин.

Комплект переводников должен состоять из переводников с одной стороны которых изготовлены резьбы: З-76, З-86, З-102, З-133. С другой стороны присоединительное исполнение, обеспечивающее соединение со сборкой приборов.

Переводники должен иметь промывное отверстие.

1. Калибровочный комплект для прибора комбинированного многозондового бокового электрического каротажа

ПРЕДНАЗНАЧЕН для калибровки прибора комбинированного многозондового бокового электрического каротажа

Состав комплекта:

·           калибровочная панель;

·           набор калибровочных вставок;

·           набор кронштейнов;

·           набор соединительных проводов;

·           переходник для подключения калибровочной панели к прибору.  

С помощью специального переходника прибора комбинированного многозондового бокового электрического каротажа (без косы) подключается к калибровочной панели, которая  обеспечивает необходимую коммутацию магазинов сопротивлений с входными цепями прибора для проведения необходимых калибровочных процедур.

2. Калибровочный комплект для прибора микрометодов и микробокового каротажа МК-БМК

ПРЕДНАЗНАЧЕН   для калибровки прибора микробокового и микрокаротажа.

Состав комплекта:

Ø   набор калибровочных скоб (150, 200, 250, 300 и 350 мм);

Ø   приспособление для проверки каналов микрозондов;

Ø   приспособление для проверки канала микробокового каротажа;

Ø   набор соединительных проводов.  

3. Калибровочное устройство для прибора пяти зондового индукционного каротажа

Универсальное калибровочное устройство -Тест-катушка с магазином сопротивлений – предназначено для воспроизведения удельной электрической проводимости при контроле градуировки зондов индукционного каротажа. Универсальная тест-катушка рассчитана для работы с приборами разных диаметров. Устройство состоит из корпуса и двух съемных упоров, которые фиксируются в трех положениях для разных диаметров приборов – 45, 76, 90 мм.

4. Комплект стандартных имитаторов пористости горных пород (ИПП)

ПРЕДНАЗНАЧЕН для калибровки и контроля приборов нейтронного каротажа.

Комплект состоит из трех образцов-имитаторов водонасыщенной пористости пласта (ИПП-1, ИПП-2, ИПП-3) цилиндрической формы, в которые последовательно помещается калибруемый прибор. Для проведения замеров система ИПП-прибор опускается в бак с водой.

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Аттестуемое значение кажущейся пористости % в  диапазоне

Предел допускаемого значения основной относительной погрешности для ИПП, %

ИПП1

25¸40

dКп = ±[2.8+1.6´(40/Кп-1)]

ИПП2

10¸18

ИПП3

0¸5

5. Калибровочный комплект образцов плотности (СОП) горных пород для ГГК

ПРЕДНАЗНАЧЕН для калибровки и проверки приборов плотностного и литоплотностного гамма-гамма каротажа.

Комплект состоит из 3-х стандартных образцов плотности, в которые последовательно помещается зондовая часть скважинного прибора.

В комплект включен также имитатор индекса фотоэлектрического поглощения (Pe).

ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ

Материал

Эквивалентная плотность, кг/м³

Индекс Pe

Предел допускаемого значения основной относительной погрешности для СОП, %

СОП1

Алюминиевый сплав марки АДО, монолит

2590 / 2,6 – 2,7

± 0.5

СОП2

Алюминий+магний, чередование пластин

2100¸2150 / 1,5 – 2,5

СОП3

Алюминиевый сплав + титан, чередование пластин

2900¸3100/ 6,0-10,0

6. Калибровочный комплект для каверномера-профилемера

ПРЕДНАЗНАЧЕН для калибровки приборов и определения погрешности при измерении радиусов.

Приспособление представляет собой кронштейн 1, на котором установлена штанга 2 с упорами 3, на которых указан размер измеряемого радиуса. Приспособление надевается на корпус калибруемого прибора, а рычаги поочередно устанавливается под упоры 3 для калибровки и поверки.