ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний

Обозначение:
ГОСТ Р 53240-2008 Скважины поисково-разведочные нефтяные и газовые. Правила проведения испытаний
Тип:
ГОСТ
Название:
Дата актуализации текста:
Дата актуализации описания:
73.020
Дата последнего изменения:
Дата завершения срока действия:
gost34705
gost_r_53240-2008.docx PHPWord

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ
НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ

Правила проведения испытаний

Издание официальное

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Предисловие

Цели и принципы стандартизации е Российской Федерации установлены Федеральным законом от
27 декабря 2002 г. Ns 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных
стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0—2004 «Стандартизация в Российской Федерации.
Основные положения»

Сведения о стандарте

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом
информационном указателе «Национальные стандарты». а текст изменений и поправок — в ежеме-
сячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случаях пересмотра
(замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано
в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответству-
ющая информация, уведомление и тексты размещаются также е информационной системе общего
пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и
метрологии в сети Интернет

© Стандартинформ. 2009

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и рас-
пространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническо-
му регулированию и метрологии

Содержание

в Подготовка ствола скважины и наземного оборудования к проведению испытания 4

Приложение А (обязательное) Заявка на испытание скважины 16

Приложение Б (обязательное) Форма плана работ по испытанию пласта 17

Приложение В (обязательное) Акт готовности скважины к проведению испытания пласта 19

Приложение Г (обязательное) Акт испытания скважины испытателем пластов на трубах 20

Приложение Д (справочное) Заключение по результатам испытания испытателем пластов

на трубах 22

Приложение Е (справочное) Акт о выполнении работ аппаратурой испытания пластов приборами

на кабеле 24

Библиография 26

in

 

 

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ
Правила проведения испытаний
Oil and gas exploratory wells. Rules of testing

Дата введения — 2010—01—01

Настоящий стандарт распространяется на испытания скважин приборами на трубах и кабеле.

8 настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ГДК — гидродинамический каротаж:

ГИРС — геофизические исследования и работы в скважинах:

ГТН — геолого-технический наряд:

ЗПК — запорно-поворотный клапан;

ИПК — испытатель пластов на кабеле;

ИПТ — испытатель пластов на трубах;

КВД —• кривая восстановления давления;

НКТ — насосно-компресоорные трубы;

ОПК — опробование пластов;

УБТ — утяжеленная буровая труба;

УЭС — удельное электрическое сопротивление.

Издание официальное

Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жид-
кости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.

(D

где Q — дебит флюида:

дР — средняя депрессия, действующая на пласт;

. коэффициент гидропроводности пласта с. определяемый по формуле

(2)

где* — проницаемость пласта;

ц — динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;
раб — эффективная работающая толщина пласта;

. радиус исследования пласта;

Примечание — Следует учитывать, что при малом объеме измерительных камер уменьшается время
исследований, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной (0.1—3 м).

Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта реко-
мендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащен-
ные мультизондовой измерительной системой.

Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется
использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осу*
ществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания — гер-
метизация высверленного отверстия.

Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество
работ при испытании скважины является представитель производителя работ — начальник партии,
мастер по испытанию скважин.

Акт готовности скважины к проведению испытания пласта передают представителю производите-
ля работ перед началом работ на скважине.

Производитель работ обязан удостовериться в надлежащей подготовке скважины к испытанию и в
случае выполнения всех оговоренных требований подписать акт и приступить к работе.

- отсутствия ответственного представителя недропользователя, указанного в плане работ по
испытанию скважины.

з

К испытанию в процессе бурения должны рекомендоваться не только нефтегазонасыщенные

пласты, но и водоносные объекты для оценки возможности использования пластовых вод лри заводне-
нии нефтяных залежей.

к проведению испытания

ная система должна позволять выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гид-
роциклоны.

Должны быть проверены на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие
при спусхолодьемных операциях герметичность бурильных труб и НКТ.

Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (плашечных. универ-
сальных. вращающихся)с механизмами дистанционногои ручного управления, системы трубопроводов
обвязки с задвижками и кранами высокого давления.

Выкидные трубопроводы от превенторов направляют по прямой линии в противоположные сторо-
ны. оборудуют резервной и рабочей задвижками высокого давления, а между ними устанавливают мано-
метр с предельным давлением на 50 % выше ожидаемого.

Диаметр выкидной линии (манифольда) должен соответствовать диаметру ствола устьевой голов-
ки и диаметру выкида превентора.

В полную компоновку комплекса ИПТ «снизу-вверх» входят:

Конструктивные особенности комплексов описаны в соответствующих руководствах по эксплуата-
ции.

Компоновка ИПТ должна иметь составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие
притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).

Технологические схемы предусматривают одно-, двух- и многоцикловые отборы пластовогофлюи-
да из пласта и закрытия скважины для регистрации восстановления пластового давления.

В зависимости от фактического проявления пласта в ходе испытания (интенсивный приток или
отсутствие видимого проявления пласта) начальнику партии (отряда) по испытанию разрешается изме-
нять время открытых и закрытых периодовлосогласованиюспредставителем недропользователя, при-
сутствующим на скважине.

Общая продолжительность открытых периодов исследования должна обеспечивать получение
пластового флюида в объеме, достаточном для однозначной оценки насыщенности коллектора, регис-
трации качественных кривых притока и восстановление давления.

Вовремя всего испытания необходимо непрерывно контролировать уровень жидкости в затрубном
пространстве.

выполненного испытания

Если повторная попытка установить пакер окажется неудачной, нужно поднять инструмент изсква-
жины и изменить его компоновку и длину хвостовика. Компоновки ИПТ с якорем позволяют более опера-
тивно решать эту задачу.

Испытания выполняют с помощью одной и той же аппаратуры, содержащей скважинный прибор и

наземный пульт управления.

Скважинный прибор выполняет следующие операции:

Прибор должен содержать взаимозаменяемые узлы опробования и испытания, а также от одного
до трех баллонов, емкостью 6 дм3 каждый, для утилизации пробы (пробосборник). Сменными являются
датчик давления, который подбирают на предельную величину ожидаемого давления в скважине, и гер-
метизирующий башмак двух типоразмеров для скважин различного диаметра.

Далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвен-
ной. кровельной и центральной частях пласта.

После этого в режиме ОПК испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получе-
на проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт считают продуктивным.

в

При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта.
Если при этом будет установлено наличие пластовой воды, то пласт считают водоносным. Если в кро-
вельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной — вода, то последующими опробовани-
ями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта.

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение по дан-
ным ГИРС или сислользованием другой информации (например по гипсометрическому положению кон-
такта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого
контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в
пробе присутствует вода, то на2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается,
то процедуру повторяют снова с интервалом 2 м до смены флюида ил и до получения смеси воды и угле-
водородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером
насыщенности составляет менее 2 м. проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом
0.5 м до первого появления в пробе углеводородов.

Определение проницаемости в точках пласта, исследованных методом ГДК. осуществляют по
зарегистрированным кривым давления. Если по результатам исследований изменения давления не
зарегистрированы, участок считается непроницаемым. При отсутствии сведений о вязкости флюида
вычисляют параметр подвижности флюида в пласте.

Периодическую калибровку проводят каждые два года с помощью тех же технических средств.

Полевую калибровку датчика давления не проводят. Ориентировочно работоспособность датчика
проверяют по измеренным в скважине значениям гидростатического давления.

Перед выездом на скважину проводят разборку прибора и проверку его узлов и деталей для выяв-
ления возможных механических повреждений и свободного перемещения подвижных деталей. Прове-
ренные детали подготавливают к сборке согласно руководству по эксплуатации прибора и технической
инструкции [2].

При сборке применяют комплекты сменных деталей, соответствующие глубине и диаметру сква-
жины. где будут проводиться работы: для скважин диаметром более 190 мм резиновый башмак прибора
имеет радиус кривизны лицевой поверхности 100 мм. для скважин меньшего диаметра — 75 мм.

Проверку работы прибора проводят на стенде путем включения электродвигателя на открытие
прижимкой лапы до срабатывания концевого выключателя.

Контроль полярности сигнала сдатчика давления проводят только при первом спуске прибора.

Выбор исследуемых точек, очередность проведения исследований и технологию перестановки
прибора содной точки на другую выполняют согласно требованиям 9.5. Диаграммы давления на каждой
точке исследования регистрируют отдельными файлами.

Отбирают три пробы газаобъемомО.З—0,5 дм3 каждая: первую — сразу после продувки газом сис-
темы соединительных шлангов, вторую — при снижении давления в пробосборнике на 30 % — 50 % по
сравнению с начальным, третью — при снижении давления до атмосферного.

Измерение количества нефти проводят после ее отстаивания.

Следует учитывать количество жидкости, увлеченной газом и остающейся на стенках пробое бор-
ника и в каналах прибора. Пробы жидкости для анализа отбирают в бутылки объемом не менее 1 дм3.

и оформлению результатов

11.2 Обработка материалов испытаний

Обработка информативных участков включает:

(3)

Г, — время заполнения Ай камеры, снимаемое с диаграммы давления, с;
О, — скорость притока в Аю камеру. см3/с;

Ю

i — номер камеры прибора:

Р — давление притока в ь*о камеру. МПа:

Лпр/ = 0/МфМдР„ (5)

где кпр, — проницаемость пласта в исследуемой точке при депрессии дРр мД:
дф — вязкость фильтрующегося флюида, сПа:

А — геометрический коэффициент стока, равный 0.13 м.

При отсутствии сведений о вязкости флюида рассчитывают коэффициент подвижности к„рф.

По объектам, где приток практически отсутствует (пласт «сухой»), обработка результатов на этом
завершается. По объектам с неоднозначной оценкой определяют причины неопределенности, возмож-
кые ошибки и условия, при выполнении которых при повторном испытании может быть получен досто-
верный результат (установлено наличие или отсутствие коллектора).

При качественном проведении программы испытаний пласта, установивших ограниченность при-
тока жидкости или газа, заключение о прекращении дальнейших работ по его испытанию может быть
дано в следующих случаях:

а) акт испытания на прочность и герметичность колонной головки, эксплуатационной колонны,
фонтанной арматуры, выкидных трубопроводов, воздухопроводов и нагнетательных линий, перфора-
ционной задвижки, лубрикатора, гаэосепаратора или трапа;

б) акт испытания (опробования) испытателем пластов, перфорации, испытания в колонне (на каж-
дый выделенный объект);

в) акт установки цементных (разделительных) мостов в колонне;

г) акт испытания цементных (разделительных) мостов на герметичность:

д) акт окончания испытания скважины;

е) акт передачи скважины в эксплуатацию или о ликвидации (консервации) скважины;

ж) акт проведенных ремонтных работ.

Перечисленные документы подписывают ответственные исполнители работ.

Все документы хранятся вместе с геологической документацией в деле скважины.

и

В итоговой таблице приводят информацию об интервалах залегания исследованных объектов,
глубине точек опробования, значениях гидростатического и пластового давлений в них. данные о деби-
тах и проницаемости, характере насыщенности по диаграммам давления и результатам детальных ана-
лизов проб, выполненных в стационарных условиях, результаты определения положений
межфлюидных контактов.

На графическом планшете данные обработки и интерпретации приводят в сочетании с наиболее
информативными по характеру насыщенности и фильтрационным свойствам данными ГИС. При нали-
чии данных испытаний с помощью ИПТ или в процессе пробной эксплуатации их также помещают на
планшете.

Разгерметизация пробоотборников на скважине допускается только с применением специальных
устройств.

Во избежание замерзания бурового раствора циркуляционная система должна обогреваться.

Превенторную установку независимо от срока работы перед спуском ИПТ в скважину проверяют и
опрессовывают.

Результаты опрессовки оформляют записью в паспорте технического состояния оборудования и
акте готовности скважины к испытанию.

Давление опрессовки не должно превышать допустимых значений для данной обсадной колонны и
превенторной установки.

Запрещается прокладка выкидных линий под приемным мостом и привышечными сооружениями.

* подключение к внутритрубкому и затрубному пространствам цементировочного агрегата при
угрозе аварийного фонтанирования; долив бурового раствора в затрубное пространство.

Если ожидается интенсивный приток нефти и газа, то на буровой рекомендуется присутствие противо-
фонтанной службы, наличие эффективных средств пожаротушения и цементировочного агрегата, резерву*
ар которого должен быть заполнен буровым раствором и соединен содним из отводов превентора.

Трубу с устьевой головкой в сборе и с открытым запорным краном следует уложить так. чтобы при
необходимости ее можно было быстро соединитьс колонной труб.

Если испытание скважины проводилось после кислотной обработки пласта, при разборке ИПТ дол-
жны соблюдаться меры, исключающие возможность химического ожога работающих.

Если на разведочной скважине при ГИРС применялись радиоактивные излучатели (изотопы, ней-
тронные излучатели), при первом испытании необходимо пробы пластовой жидкости проверить на ра-
диоактивность.

Испытание скважины считается аварийным, если возникшее осложнение привело к поломке
оборудования или инструмента, прихвату инструмента в скважине, неконтролируемому фонтанирова-
нию скважины и другим последствиям с материальным ущербом и необходимостью дополнительных
работ по ликвидации аварии.

При увеличении затяжек следует приступить к расхаживанию инструмента с помощью гидравли-
ческого ясса, установленного в компоновке ИПТ. Если инструмент прихвачен (застрял), необходимо
долить трубы, открыть циркуляционный клапан, восстановить циркуляцию и продолжить расхаживание
инструмента; вызвать мастера по сложным работам и продолжить ликвидацию прихвата по
специальному плану.

При появлении перелива необходимо закрыть превентор, оценить положение труб в скважине и

принять необходимые меры по устранению проявления.

Если перелив наблюдается при стабильном положении уровня в скважине, подъем ИПТ следует
остановить, перейти на регистрацию К8Д. закрыть рабочий кран на устье. При появлении давления на
устье (в трубах) необходимо отводить поступающий флюид за пределы буровой до полного прекраще-
ния выхода газа из труб. Если давление не снижается, следует закрыть клапан ИПТ.снятьпакери. расха-
живая инструмент, периодически выпускать газ с минимумом жидкости из труб до полного падения
избыточного давления. ПодкиматьИПТвобычном режиме возможно только после прекращения выхода
газа из труб.

При возникновении аварийного фонтанирования необходимо обеспечить безопасность работни-
ков. противопожарную безопасность, направить усилия на локализацию фонтанирования с последую-
щей ликвидацией.

Контролируя давление в скважине, следует присоединить устьевую головку, заполнить трубы рас-
твором. открыть циркуляционный клапан. Затем необходимо восстановить обратную циркуляцию,
заполнить скважину более тяжелым раствором и ликвидировать проявление.

Если давление в скважине при закрытом превенторе увеличивается, необходимо «стравить» дав-
ление. периодически выпуская газовую пробку через отвод превентора.

При выбросе из труб (уровень в скважине на устье) в процессе подъема ИПТ необходимо:

Заявка на испытание скважины

Скважина Nb площади

Недропользователь

Дата испытания Цель испытания

эарезкиствола м.уступов м. посадок м

уд. вес г/см3 вязкость Па- с. водоотдача см3

УБТ (номинальный диаметр) мы. длина м

Бурильные трубы (НКТ):

тип (номинальный диаметр) мм. марки (длина) м

тип (номинальный диаметр) мм. мерки (длина) м

Инженер-технолог

Начальник РИТС

Заявку передал:

Заявку принял:

« * 200 г.

Примечание — Данные по первому разделу заявки представляет районная инженерно-техническая
служба (РИТС). по второму — геологическая служба недропользователя.

Форма плана работ по испытанию пласта

ПЛАН

яруса (горизонта)
.площади

. Недропользователь
В открытом стволе, в колонне трубным испытателем пластов типа
I Данныеоскважине

уд.вес г/см3,вязкость Па -с

мм _ _ м

мм м

мм м

и представлен

течение не менее мин. проверить буровое оборудование а соответствии с требованиями раздела 7 насто-

ящего стандарта

Буровой мастер

Геолог

Провести инструктаж бурового мастера, буровой бригады, экипажей цементировочного агрегата и пожарной
автомашины о порядке проведения работ и их безопасности.

Ответственный за проведение инструктажа:

Руководитель работ Начальник партии

Депрессия МПа

Начальник партии

Общее руководство за проведение всех работ возлагается не

План составил

« » 200 г.

С планом ознакомлены:

Руководитель работ

« » 200 г.

Буровой мвстер

в » 200 г.

Геолог

в » 200 г.

Начальник партии

к » 200 г.

 

 

Акт готовности скважины к проведению испытания пласта

Скважинам площадь Недропользователь

Пласт Интервал м

1 Конструкция скважины

 

Наружный

Толщина

Глубина

Подъем

 

диаметр, мм

стенки, мм

спуске.м

цемента

 

 

Кондуктор

1-я техническая колонна 2-я техническая колонна

Летучка

а) дата» » 200 г.

б) параметры промывочной жидкости при вскрытии.

уд. вес г/см3, вязкость Па - с. водоотдача см3

в Готовность бурового оборудования к испытанию

Акт составлен:

« » 200 г.

Инженер-технолог

Геолог

Буровой мастер
Акт принял:

Начальник пвртии по испытанию
в » 200 г.

Акт испытания скважины испытателем пластов на трубах

« 200 г.

Скважине № Куст № Площадь

Категория скважины Недропользователь

Тип испытателя Тип манометров

Технология испытания: селективная, многоцикловая ( циклов):

с опорой: на забой, на стенки скважины.

Цель испытания: определение характера насыщенности пласта, промышленной значимости пласте, очистка плас-
та. определение герметичности колонны и цементного кольца

глубина спуска м: техническая колонна диаметром мм:

глубина м. зацементирована на м от башмака.

открытыйстеолдиамвтроы мм.от до м

при вскрытии:

плотность г/см3: вязкость Па-с; водоотдача сы3/ч;

при испытании:

плотность г/см3:вязкость Па-с: водоотдача ем3/ч;

Тип коллектора в интервале испытания

Стратиграфия литология

Дата вскрытия бурением (перфорацией)

Проявление пласта при вскрытии (перелив, поглощение), газирование

Дета проведения ГИРС Комплекс ГИРС

пооведен в интеовяпе

6 Компоновка ИПТ (тип. длина и диаметр труб, испытателя. ЗЛК. манометре, штуцера)

Фактическая компоновка ИПТ

Олина и глубина установки Фильтоа

Тип фильтра

 

 

 

 

7 Состав инстоумента нал ИПТ

8 ОопивжиекостинааИПТ

м плотностьжилкости

г/см3

в Тилпакеоа

 

.лияметп

 

мм

Глубина установки: пакер 1

м пякео2

м

10 Темпеовтуоа в зоне установки лвквоя

 

‘С

11 Диаметр скважины на глубине установки лакера

 

мм

12 Рвсчетнаядепрессиянвлласт(дР)

 

 

МПа

13 Качество лакеоовкиГгвоматичность пооселаниеИПТ. уоовеньяэатоубье)

14 Нагоузка на пакео. кН

 

 

 

1S Сведения о манометрах.

Тип. номер ма-
нометра

Максимальное дав-
ление. МПа

Глубине установ-
ки. м

Место установки

Заключение о работе манометров
(причина отказа приборов, качес-
тво записи)

 


перед пакеровкой кН. при испытании кН.

при снятии пвкерв кН. после снятия пвкера кН

общий приток м1. в том числе рвстворв мэ. фильтрата у3,

пластовой воды м3. нефти м3. газа ма

Продукция под циркуляционным клапаном (что получено, в каком количестве)

Тожевкамерепробоогборника

Состояние нижнего, верхнего пвкерв. сколько рвзслускался. пригодность кследующему спуску

Испытание технически успешное (удвчное)

Испытание технически удачное с осложнениями

Испытание технически неудачное

Испытание аварийное

Гидростатическое давление до посадки пакера МПа. после снятия пакера МПа.

пластовое давление МПа. депрессия МЛв. коэффициент продуктивности

(фактический) м3/сут МПа

Дебит (фактический) м3/сут

Гидропроводность испытанного интервала 10"2 м3/МПа- с

Представитель недропользователя (геолог)

Буровой мастер

Начальник пвртии по испытанию

к к 200 г.

 

 

 

Заключение по результатам испытания испытателем пластов на трубах

УТВЕРЖДАЮ

Главный геолог производителя работ

200 г.

Дата испытания « » 200 г.

Скважине Куст№ Площадь

Категория скважины Недропользователя

Колонна длиной м. спущена на глубину м. диаметр колонны м

 

 

 

Добавхи нефти
и химических реа-
гентов

Параметры промывочной жидкости

N9

Интервал исследова-
ний, м

Тил

 

Плотность.

г/смэ

вязкость.
Па - с

Уд.эл. со-
противле-
ние. Ом - м

водоотдаче.

см3

 

 

9 Анализ пластового флюида (газовоэдушной смеси и жидкости)

Характер

Давление.

Плотность.

Углеводороды. %

Другие компоненты

 

жидкости

МПа

г/см3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10 Гидродинамическая характеристика пласта

Интервел

испытания

Пластовое
давление
Рпп. МПа

Фвктич.

депрессия.

МПа

khfa уЛ.

мкм2-см/ МПа-с

мкм3 см/МПа - с

Пэ

Оед. м5'еут

Пер-

м3/сут-МПв

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 Испытание лроведено качественно (оценка достоверности и однозначности полученных данных)
Отложения в интервале м поданным испытания характеризуются

(дается краткая характеристика коллекторских свойств, характера насыщения и отдачи.

состояния прискважинной хоны для продуктивных пластов, промышленной ценности
объекта, рекомендации по направлению дальнейших работ, указать наличие информации
об интервале испытания поданным ГИРС. газовому каротажу, геологическим
наблюдениям)

Графики изменения давления при проведении ИПТ прилагаются

2 Испытание некачественное

(указать причины)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Объем флюида: на точке без притока — 0. а остальных случаях — равный фактическому объему, поступившему
в пробоприемник или пробосборник на точке.

б Характеристика пробы: состав, цвет, запах, горючесть и т.д.. оцененные оргвнопептически

6 Результаты анализа проб жидкости

Пробы отобраны (дата)

Пробы анализированы (дета)

Таблица 2

 

 

Жидкость

Фильтрат

№ пробы

Глубина
отборе.м

Объем.дм3

Свойства

Плотность.

f/CMJ

 

 

 

Всего

Нефти

Плотность.

г/см3

вязкость, с

 

УЗС.Ом м

 

 

Пробы отобраны (дата)

Пробы анализированы (дата)

Таблица 3

 

Глубина отбора,
м

Объем газо-

Сумма

 

Углеводороды, отн. %

№ пробы

 

воздушной
смеси, л

углеводоро*
дов
абс. %

Н2. абс. %

*

X

о

сгн6

санв

 

Выше

 

 

Производитель работ

Библиография

введена а действие приказом Минэнерго России от 2 февраля 2001 г. Ns 33)

ми на кабеле е нефтяных и газовых скважинах (принята и введена в действие приказом
Минэнерго России от 7 мая 2001 г. Ns 134)

УДК 622.276.550.8:006.354 ОКС 73.020 Т58

Ключевые слова: испытание пластов в процессе бурения, нефтяные скважины, газовые скважины, ис-
пытатель пластов на трубах, испытатель пластов на кабеле, обсаженная скважина, геофизические ис-
следования скважин. вскрытие пластов

Редактор Л.И. Нахимова
Технический редактор В.Н. Прусакова
Корректор М.8. бу'шая
Компьютерная верстка А Н. Зопотарааой

Сдано в набор 17.06.2004. Подписано а печать 15.09.2009. Формат 60>84Бумага офсетная. Гарнитура Ариал.
Печать офсетная Уел. печ. п. 2.90. Уч.-иад. п. 3.72. Тираж 111 >и. Зак. 581.

ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ*. 123395 Москва. Гранатный пер . 4.
www.goabnio.ru inlo@gos1mlo ги

Набрано во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» на ПЭВМ.

Отпечатано а филиале ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ* — тип. • Московский печатник». 105062 Москва. Лялин пер., 6.


пласта, определение герметичности колонны и цементного кольца

Заливка в бурильные трубы: количество раз время жидкость плотностью г/см3. м.п. м3

Впервые эта аббревиатура появилась во времена СССР, и расшифровывается она как Государственный Стандарт. Со временем количество госстандартов увеличилось, и за их несоблюдение нарушителям грозила уголовная ответственность. Сегодня наблюдается тенденция к сокращению национальных стандартов.

ГОСТ - это государственный стандарт, свод сформулированных требований, предъявляемых государством к качеству и безопасности продукции, работ и услуг межотраслевого значения. Стандарты, подтверждающие, что они прошли проверку и отвечают всем требованиям безопасности, устанавливаются с учетом современных достижений науки, технологий и опыта.

Зачем нужен ГОСТ

ГОСТы призваны регламентировать, какие качества должны быть у продукции, вырабатываемой и продаваемой на территории конкретной страны. В наше время есть госстандарты, касающиеся любой отрасли промышленности и других сфер нашей жизни. Их задача – установить правила по изготовлению:

  • инструментов
  • продуктов питания
  • одежды и обуви
  • транспорта и всего того, без чего жизнь человека невозможна

В госстандартах указываются продукты, которые можно использовать, возможные методы производства, оборудование, на котором будет производиться изделие, технологии, по которым все это должно производиться, и т.д. Госстандарты, принятые в Российской Федерации, в своем названии, кроме аббревиатуры ГОСТ, имеют букву «Р». Это правила сертификации, на основании которых осуществляются самые разные процедуры, включая экспертизу, процессы и разные способы.

Обязательно ли соблюдать нормативы документа

Их соблюдение было обязательным до 1 сентября 2011 г. В то время считалось, что это поможет держать под контролем качество производимых товаров, а значит защищать здоровье и жизнь населения, животных, растений и пр. Однако с этого дня соблюдение ГОСТов не обязательно, оно носит добровольный характер.

Каждый может сам выбирать и покупать товары, по ГОСТу ли они выработаны или без них. И производитель может решить – изготавливать товар по ГОСТу или по ТУ. Но при этом придется учесть, что многие ГОСТы создавались в эпоху натуральной, а не модифицированной продукции. Но речь не о производственных и других сферах, напрямую касающихся жизни и здоровья людей, использовании стандартов для оборонной продукции или защиты данных, которые составляют государственную тайну или другой информации ограниченного доступа В РФ ГОСТы принимает Госстандарт России. В сфере строительства и промышленности, строительных материалов - Госстрой. Но современный мир пытается перейти на технические регламенты.

Отличие ГОСТ от других стандартов

  • ОСТ. Этот стандарт, который устанавливает требования к качеству продукта в конкретной сфере, разрабатывается там, где нет ГОСТов, или их требования нужно уточнять
  • ТУ. В ходе перехода экономики к рыночным отношениям в обиход вошли технические условия - ТУ. Их цель заключается в регламентировании производство продукции, не попадавшей под действие ГОСТа. Требования ТУ, создаваемых предпринимателями-производителями, не должны противоречить обязательным требованиям ГОСТов
  • Технический регламент. Он устанавливает обязательные условия хранения продукции, ее перевозки и продаж. Главное отличие ГОСТа от ТР заключается в том, что госстандарт характеризуется количественными параметрами выпускаемых изделий, а ТР – условиями применения готовой продукции

Похожие госты