Содержание
| Введение | |
| • О компании | |
| • Значение интерпретации результатов ГИС | |
| • Организация интерпретационных работ | |
| • Деятельность Контрольно-интерпретационной партии • Геофизические методы контроля качества цементирования. Акустический каротаж | |
| Заключение |
Введение
Я проходил практику в геофизической компании ОАО «Когалымнефтегеофизика» в г. Когалым, Тюменской области. Компания занимается предоставлением геофизических услуг.
Цели моей преддипломной практики состояли в закреплении теоретических знаний, полученных мною за 5 лет обучения в университете, ознакомление с задачами геофизики в науке и получении практических навыков.
Отчет содержит описание компании, в которой я проходил практику, в частности, местонахождение, виды услуг, предоставляемые ими, перечислил заказчиков и партнеров компании, также рассмотрел задачи геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, интерпретация ГИС, организация интерпретационных работ, деятельность Контрольно-интерпретационной партии, описал некоторые виды геофизических услуг и оборудование. В отделе КИП (Контрольно-интерпретационная партия) изучил следующие вопросы: построение разрезов скважин, выделение продуктивных коллекторов, определение их эффективной мощности, пористости, нефтегазонасыщенности, глинистости, проницаемости. Научился обрабатывать материал в программе «Соната». Научился интерпретировать следующие виды работ: РК, АКЦ, СГДТ, ЭМДС. Проводить оценку качества цементирования колоны.
• О компании
ОАО «Когалымнефтегеофизика» — современная сервисная компания, существующая на рынке геофизических услуг (исследование газовых и нефтяных скважин) уже более 3о лет. Компания неоднократно признавалась победителем конкурса «Черное золото Югры» в номинации «Лучшая промысловая геофизическая партия Ханты-Мансийского автономного округа». Предприятие успешно развивается, постоянно увеличивая спектр геофизических услуг, оказываемых нефтяным компаниям, наращивая производственные мощности, расширяя географию работ. Эффективно применяя, богатый научный и производственный опыт, ОАО «Когалымнефтегеофизика» предлагает широкий спектр услуг: геофизические исследования в открытом и обсаженном колонной стволе газовой или нефтяной скважины, геолого-технологические исследования, испытания газовых и нефтяных скважин, вертикальное сейсмическое профилирование, интерпретации данных геофизических исследований нефтяных скважин, а так же основные виды перфорационных и прострелочно-взрывных работ.
Современные технологии, высокий профессионализм специалистов, реализация собственных научных разработок обеспечивают компании в условиях жесткой конкуренции на рынке геофизических услуг высокий рейтинг и успешное сотрудничество с ведущими нефтяными компаниями.
• Значение интерпретации результатов ГИС
Задачей геофизической интерпретации является получение физических параметров пластов (пород) по исходным данным ГИС. Интерпретация данных ГИС осуществляется с помощью специально разработанных методических и технических средств при наиболее полном использовании геологических материалов (анализов керна, шлама, пластовых флюидов и т.д.) и результатов испытания пластов, полученных в исследуемой скважине и районе. Результаты ГИС определяют дальнейший ход разведки месторождений и их разработку.
Изучение геологического разреза скважин, их технического состояния и контроль режима разработки месторождений в настоящее время осуществляются в основном геофизическими методами. О геолого-геофизических свойствах разреза и условиях залегания пород на глубине судят главным образом по результатам интерпретации комплексных геолого-геофизических данных. Геофизическими методами исследуется весь разрез, вскрываемый скважиной, и наиболее детально – его продуктивная часть. Полученные данные используются для выделения в продуктивной толще прослоев, по литологическим и коллекторским свойствам отличающихся от вмещающих пород.
Каротажные диаграммы, характеризуя разрез непрерывно по всему стволу скважины, дают наиболее полное представление о закономерностях изменения литологии и о строении пластов как по вертикали, так и по площади. Благодаря массовости каротажных материалов, их доступности и относительной простоте обработки, они часто дают единственную геолого-геофизическую информацию, на основании которой судят о геологическом разрезе, целесообразности дальнейших исследований и оперативных работ в скважине. От полноты и достоверности интерпретации данных каротажа зависят надежность выявления в разрезе продуктивных горизонтов, выбор среди них наиболее перспективных на нефть и газ пластов для испытания в данной скважине, успех их вскрытия и ввода в эксплуатацию.
Интерпретация данных ГИС призвана решать широкий круг задач, основные из которых:
1) общегеологические (расчленение разреза на пласты, уточнение литологии, разделение выделенных пластов на коллекторы и неколлекторы, стратификация и корреляция разрезов);
2) количественная оценка емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов (определение коэффициентов пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности, проницаемости);
3) контроль разработки месторождения (исследование процесса вытеснения нефти из пласта, изучение эксплуатационных характеристик пласта);
4) изучение технического состояния скважин.
• Организация интерпретационных работ
Интерпретация данных ГИС осуществляется с помощью специально разработанных методических и технических средств при наиболее полном использовании геологических материалов и результатов испытания пластов, полученных в исследуемой скважине и районе.
Интерпретационная служба осуществляет прием материалов от начальников партий, оценку качества диаграмм, геологическую интерпретацию материалов ГИС, составление заключения по результатам интерпретации, выдачу заказчику в установленные сроки полученной информации в виде диаграмм и заключений.
На современном уровне развития геофизической и вычислительной техники основной объем трудоемких работ по обработке и интерпретации данных выполняется с использованием компьютерной техники.
В интерпретационной партии тщательно проверяется качество принятых материалов в соответствии с требованиями технических условий и инструкций. Качество материалов обычно оценивается тремя градациями: хорошее, удовлетворительное и брак. Данные хорошего и удовлетворительного качества используют для дальнейшей обработки, а бракованные подлежат переделке, эту работу заказчик не оплачивает.
После проверки качества материалов начинается интерпретация: выделение продуктивных и водоносных пластов, сопоставление с соседними скважинами, подсчет контролирующей отметки ВНК, ГНК, изучение геологической обстановки региона. Отбивка забоя башмака кондуктора, выяснение данных о параметрах раствора при вскрытии пласта и при геофизических исследованиях, данных о приборах, определение скорости записи параметров, заполнение журналов.
Предварительная оценка качества цифровой записи, проверка сопроводительного листа, тестирование ленты, редактирование всех записей, предварительная визуализация основного комплекса детальных исследований в одном интервале.
Выдача устного заключения о наличии промышленного нефтенасыщения пластов или их отсутствия, а также рекомендации для дальнейшей работы на скважине.
Дооформление материалов, вычерчивание недостающих кривых, корректировка и оформление заголовка. Размножение всех материалов, регистрация в книге выдачи. Выдача заказчику заключения и копий диаграмм.
Дополнительно к работам, перечисленным выше: подготовка данных для дальнейшей компьютерной обработки интервалов и точечных замеров, включая выделение опорных пластов, интервалов, выбор точек и их пометка и другие данные.
Визуализация остального комплекса в масштабе 1:500, компьютерная обработка и вывод результатов в виде непрерывных кривых и таблиц.
Согласование и утверждение, размножение и выдача заказчику заключения и копий диаграмм.
• Деятельность контрольно-интерпретационной партии
Основные направления деятельности КНГФ в сфере оказания геофизических услуг подразделяются на два направления:
ГИС в открытом стволе;
ПГИ по контролю за разработкой в обсаженных скважинах. Исследования в открытом стволе проводятся полным комплексом геофизических методов утвержденным в нашем нефтерайоне: стандартный каротаж (ПС + 2 зонда), БКЗ, ИК, БК, МБК, МКЗ, АК, кавернометрия, профилеметрия, ГК+НГК (ННК-Т), инклинометрия. Дополнительные методы: ЯМК, ГГК-П, ИНГК, С/О. Расширенный комплекс исследований проводят в разведочных скважинах. Качество сцепления и наличие цементного камня за колонной определяется с помощью акустического каротажа (АКЦ+ФКД) и плотностного гамма-гамма дефектомера толщиномера (СГДТ-100).
Весь материал сдается в КИП с целью оценки качества материала и его обработки. Обработка результатов исследований производится с применением программного обеспечения "Соната", "Прайм", "ГИС-АКЦ" "Прайм-СГДТ", "ГДИ-эффект" и др. Выдаваемые КИПом заключения по исследованным скважинам содержат все необходимые параметры, объемную модель продуктивной части скважины и ее пространственные проекции.
В области ПГИ решаются задачи по определению герметичности э/к, профилей приемистости, притока, заколонных перетоков, по определению обводненных интервалов в добывающих скважинах, текущей нефтенасыщенности неперфорированных коллекторов, гидродинамических параметров пласта.
При решении задач герметичности колонны, заколонных перетоков, профиля приемистости в нагнетательных скважинах основная роль отводится методам термометрии и расходометрии. Дополнительными методами являются: шумометрия, СТИ, электромагнитный дефектоскоп, скважинный акустический телевизор (САТ-4), привязочные методы - локатор муфт и ПС.
При решении задач по определению текущей нефтенасыщенности в неперфорированных коллекторах проводятся исследования импульсным генератором нейтронов (ИНГК), углеродно-кислородный каротаж (С/О-каротаж).
С целью определения обводненных интервалов в перфорированных пластах-коллекторах применяются методы термометрии, резистивиметрии, влагометрии. Исследования проводятся как в остановленных, так и в работающих на притоке скважинах. Депрессия создается компрессором либо свабом, а также при помощи эжекторного насоса (УЭГИС). При снятии кривой восстановления давления (КВД) и дальнейшей ее обработки в системе "ГДИ-эффект" выдаются гидродинамические параметры пласта и скин-эффект. В обсаженных скважинах с целью уточнения ее проекции проводятся исследования гироскопическим инклинометром (ИГН-73/100).
Отдельным направлением деятельности являются прострелочно-взрывные работы (ПВР). Они включают в себя: установку взрыв-пакера (ВП), проведение торпедирования, перфорацию на кабеле и трубах как корпусными перфораторами, так и ленточными.
Имеются все возможности и средства для оцифровки и переинтерпретации старого фонда скважин.
Геофизические методы контроля качества цементирования.
• Метод акустического каротажа
Оценка качества цементирования обсадных колонн в скважинах акустическими методами основана на различии в скорости распространения упругой волны и на изменении ее амплитуды в зависимости от механических свойств окружающей среды; на высокой чувствительности акустического сигнала к жесткости контакта на границе между двумя средами и к разрывам механической сплошности среды. Проводят акустические измерения путем возбуждения в скважине импульсов упругих колебаний и регистрации приемником, удаленным на фиксированное расстояние от источника колебаний, времени прихода преломленной продольной волны и ее амплитуды. По мере распространения упругой волны от источника колебаний к приемнику происходит перераспределение ее энергии между контактирующими средами: обсадной колонной, цементным камнем и горной породой.
• Упругие волны, распространяющиеся в скважине и околоскважинном пространстве.
Волновые пакеты, регистрируемые при акустическом каротаже, содержат колебания многих типов волн, которые возникают при преломлении и отражении первичной упругой волны, возбуждённой излучателем прибора, на стенке скважины, границах пластов и других (для волны) препятствиях.
Излучаемый упругий импульс Р0 представляет собой пакет затухающих колебаний. Волна по жидкости Рж, которую возбуждает излучатель И, распространяется в заполняющей скважину жидкости во всех направлениях со скоростью v ж и, достигнув стенки скважины, преломляется на ней (рисунок 3.1). Преломлённые под критическими углами продольная РжР и поперечная РжS волны скользят в породе вдоль стенки скважины. Вследствие того, что v P, v S > v ж, передние фронты преломленных волн отрываются от фронта волны Рж, обгоняя его. Возникающие при этом колебания стенки скважины вызывают в скважинной жидкости преломленные (головные, боковые) продольную РжРРж и поперечную РжSРж волны. Обладая наибольшей скоростью, волна РжРРж первой достигает любой достаточно удалённой (на 0,4 – 0,6 м от излучателя И в зависимости от диаметров скважины и прибора) точки скважины (приёмника П скважинного прибора). За продольной головной волной следуют колебания волны РжSРж (в дальнейшем S).
В классическом представлении за волной S следуют (по крайней мере в низкоскоростном разрезе, когда v S стремится к v ж) малоамплитудные быстрозатухающие и наиболее высокочастотные колебания прямой волны Рж, распространяющейся в скважинной жидкости со скоростью v ж. Последующие колебания волны Рж в жидкости прерываются наиболее интенсивными в большей части разрезов, низкочастотными колебаниями поверхностной волны Стоунли (St), распространяющейся вдоль границы скважинная жидкость – стенка скважины.
Рисунок 3.1 – Схема образования в необсаженной скважине преломленных волн (а) и форма полных акустических сигналов, регистрируемых приёмником (П) скважинного прибора АК на удалении от источника И колебаний (б)
В обсаженной скважине в интервалах свободной незацементированной колонны, которую можно представить в виде свёрнутой в цилиндр пластины, распространяется продольнаяволна Лэмба(L). Эта волна по своей природе близка к нормальным волнам, распространяющихся в пластинах и стержнях, размеры которых ограничены по одной или двум (декартовым) осям. В работах по акустической цементометрии волна Лэмба носит название «волна по колонне».
Помимо основных типов информативных волн, перечисленных выше, в волновых пакетах АК присутствуют также колебания других типов волн, в первую очередь, отражённых и обменных. Их невозможно обнаружить невооружённым глазом в волновых пакетах, но они легко идентифицируются на фазокорреляционных диаграммах.
• Параметры упругих колебаний, используемые для интерпретации.
В процессе исследований в цифровом виде регистрируют волновые пакеты длительностью 2 − 4 мкс,которые содержат колебания всех типов упругих волн, возникающих в скважинной жидкости, обсадной колонне, цементном камне и горных породах за колонной.
Для определения качества цементирования в основном пользуются следующими параметрами упругих волн:
- A 1 и А 2 – амплитуды первой положительной фазы колебаний упругих волн, по первому и второму приемникам соответственно;
- t1 и t2 – время распространения от излучателя до первого и второго приемников первой положительной фазы колебаний упругих волн (рисунок 3.2).
Рисунок 3.2 – Схема распространения упругих волн в обсаженной скважине и их параметры
Декремент затухания (ослабление) d соответствующих амплитуд А упругих волн, дБ, вычисляют по формуле
, (3.1)
где Uo =const – максимальная амплитуда сигналов, регистрируемая в процессе измерения;
А амплитуда на соответствующем зонде.
Коэффициент затухания αк амплитуды упругих волн в фиксированном временном окне на базе зонда, дБ/м, вычисляют по формуле
, (3.2)
где A 1 и А 2 – амплитуды первой положительной фазы колебаний упругих волн, по первому и второму приемникам соответственно;
d1 и d2 декременты затуханиясоответствующих амплитуд;
S – база зонда.
Интервальное время ΔТ распространения упругих волн на базе зонда S, мкс/м, вычисляется по формуле
, (3.3)
где t1 и t2 время распространения от излучателя до первого и второго приемников соответственно;
S – база зонда
• Определение качества цементирования по волновым картинам.
Если колонна обсадных труб свободна, не связана с цементом, то упругая волна распространяется непосредственно по металлу колонны с постоянной скоростью и с малой потерей энергии. Амплитуда волны по колонне Ак сохраняется максимальной.
Незацементированная колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом упругих волн, приходящим за время,которое равно времени пробега волны на длине зонда со скоростью распространения упругих волн по обсадной колонне (рисунок 3.3).
В случае жесткого контакта колонны с цементом упругие колебания, распространяясь по колонне, возбуждают колебания в цементном камне. Прохождение волны по цементу характеризуется снижением скорости распространения волны и значительными потерями энергии. В результате возрастает время прохождения волны и снижается амплитуда проходящей волны. При контакте цементного камня со стенками скважины время прихода волны определяется свойствами горных пород.
Рисунок 3.3 – Волновые картины по первому и второму приемникам в случае свободной колонны
Хорошее качество цементирования обсадных колонн (жесткий контакт цементного камня с горной породой и колонной) в низкоскоростном разрезе отмечается на волновой картине малой амплитудой волны по колонне Ак (на уровне шумов). На волновой картине четко фиксируется продольная волна по породе (рисунок 3.4) [3, 4, 2].
Рисунок 3.4 – Волновые картины по первому и второму приемникам в случае жесткого контакта цементного камня с горной породой и колонной
• Фазокорреляционные диаграммы.
Фазокорреляционная диаграмма (ФКД) (линии одноименных фаз) является одним из наиболее информативных видов записи геофизической информации, отражающим характер волнового поля в точке приема. ФКД позволяет получить общее представление об изменении поля по разрезу скважины путем прослеживания видимых периодов сигнала и их смещений по оси времени. ФКД является достаточно помехоустойчивым видом записи, так как запись ведется с накоплением полезного сигнала на фоне помех.
Фазокорреляционные диаграммы представляют собой упрощённое отображение зарегистрированных волновых пакетов (рисунок 3.5). Для передачи динамических характеристик (амплитуд) колебаний фазовые линии ФКД модулируют цветом либо толщиной фазовых линий в черно-белом варианте. ФКД содержат количественную информацию о кинематических характеристиках и частотах всех типов волн возникающих в скважине. Времена распространения, скорости, видимые периоды и частоты волн оценивают по ФКД с использованием тех же алгоритмов, что и для ВК; динамические параметры по ФКД количественно можно оценить только при компьютерной обработке. При обработке материалов акустического каротажа ФКД служат для выделения основных типов волн и для прослеживания их по разрезу путем прочерчивания вступлений отдельных типов волн.
Рисунок 3.5 – Фазокорреляционная диаграмма
Выделение на ФКД фазовых линий, принадлежащих волнам различных типов, производят на границах пластов с контрастными значениями скоростей vР, vS, vSt (интервальных времен tР, tS, tSt) Р, S, St и других волн. Разные значения приращений (tР2 – tР1), (tS2 – tS1), и т.д. обуславливают на ФКД для каждой волны только ей присущий наклон фазовых линий на границе двух пластов (рисунок 3.6). На другой границе (верхней, нижней) эта процедура повторяется. Это позволяет однозначно идентифицировать волны разных типов на границах. Принадлежность фазовых линий опредёленным типам волн против однородных пластов достигается их прослеживанием на ФКД между верхней и нижней границами пластов.
а – теоретические кривые; б – фазокорреляционная диаграмма; РР и SS – отражённые продольная и поперечная волны соответственно;
Рисунок 3.6 – Схема выделения волн различных типов на фазокорреляционных диаграммах
Для обсаженной скважины с жесткими контактами на границах «цемент – колонна» и «цемент – порода» принципы выделения волн остаются теми же, что и в открытой скважине.
При скользящих контактах на границе цемента с колонной или при отсутствии цемента в затрубном пространстве на ФКД в первых вступлениях четко выделяется волна по колонне, которая во всем интервале скользящего контакта характеризуется постоянством скорости распространения и преобладающей частоты (за исключением муфтовых соединений, где скорость этой волны понижается). На ФКД волна по колонне характеризуется несколькими линиями фазовой корреляции, параллельными маркам времени (рисунок 3.7). Амплитуда волны по колонне зависит от жесткости контакта между цементом и колонной и может являться признаком для выделения этой волны только в интервале совершенно свободной колонны. Если колонна в нескольких точках имеет жесткий контакт с цементом, волна по колонне отличается от волны по породе более высокой частотой, а также постоянством скорости распространения по разрезу (на фоне изменяющейся по разрезу скорости распространения волн по породе).
В случае жесткого контакта цемента с колонной и скользящего – с породой наибольшие трудности возникают при разделении обобщенной волны, распространяющейся по системе «колонна - цемент» и продольной волны по породе. Следует учитывать, что скорости распространения, амплитуды и частоты этих волн могут быть практически одинаковы. Выделение волн по породе в этом случае возможно только путем сопоставления ВК и ФКД с данными стандартного комплекса геофизических методов исследования скважин или с кривыми АК, полученными до спуска в скважину обсадной колонны.
В интервале 2180,5 – 2181,5 м хорошо видно муфтовое соединение, данные на ФКД подтверждаются локатором муфт
Рисунок 3.7 – ФКД в интервале свободной колонны
При скользящих контактах на границах «цемент колонна» и «цемент порода», помимо волны по колонне, распространяющейся со средней скоростью 5400 м/с, может быть зарегистрирована волна по цементному камню (v = 3000 м/с); однако разделение этих волн, по-видимому, возможно только путем частотной селекции.
Одним из основных критериев выделения различных типов волн является сравнение волновых картин и ФКД, полученных на различных фильтрациях и усилениях (с целью подавления волн-помех и увеличения уровня амплитуд полезных волн).
• Критерии интерпретации.
Определение уровня подъема цементной смеси.
Уровень подъема цементной смеси оценивают по отклонению в сторону увеличения показаний параметров d,, ΔТ, относительно уровней в свободной колонне. При этом возможны ситуации, когда показания ΔТ > ΔТк и > к (αк граничное значение, которому соответствует отсутствие цементного кольца) отмечаются на одной глубине или показание выходят за линию к раньше, чем ΔТ.
В обоих случаях уровень подъема указывается на глубине, где становится больше к. Во втором случае, т.е. при несовпадении показаний, указывается уровень подъема цементной смеси по и нижняя граница переходной зоны по ΔТ, когда измерения проведены не ранее 30 ч после окончания цементирования или границы несформировавшегося цементного камня, когда измерения проведены раньше этого срока.
В таблице 1 приведены примерные критерии интерпретации данных данных АКЦ.
Интервальное время и коэффициент затухания упругих волн в свободной колонне: ΔТк = 184 мкс/м, к=3,5 дБ/м.
Граничное значение коэффициента затухания и ослабления амплитуды волны на дальнем зонде для бездефектного цементного кольца (при плотности портландцемента σц = 1,85г/см3 и двухсуточной прочности): = 30 дБ/м, d2 = 48 дБ.
Основным признаком хорошего качества цементирования является полная корреляция данных АКЦ с другими геофизическими методами, в частности данными электрометрии и радиометрии, т.е. они отражают разрез скважины и границы пластов, характеризуют горные породы по их упругим свойствам (рисунок 3.8). Кривая интервального времени ΔТ, полученная в обсаженной скважине, коррелируется с кривой ΔТ, замеренной в открытом стволе, при этом ΔТ в обсаженной скважине превышает значение в открытом стволе примерно на 40 мкс/м.
Таблица 1 Примерные критерии интерпретации данных АКЦ
| Качество контакта на границе | Значение параметров | ||||
| цемент колонна | цемент порода | αк, дБ/м | d1к, дБ | d2к, дБ | ΔТ, мкс |
| отсутствие | неопределенный | 2 – 5 | 0 – 10 | 1 – 12,5 | 178 – 190 |
| частичный | неопределенный | 5 – 30 | 10 – 35 | 12,5 – 48 | 178 – 190 |
| сплошной | сплошной | > 30 | > 35 | > 48 | 190 – 550 |
| сплошной | неопределенный | > 30 | > 24 | > 36 | > 550 |
Определение типа дефектов по данным, зарегистрированным трехэлементными зондами затруднительно.
Каналы характеризуются пониженным значением коэффициента затухания и низкими значениями d1, d2, а также пониженной плотностью вещества в затрубном пространстве. При наличии зазоров со стороны обсадной колоны динамические параметры принимают промежуточные значения, плотность вещества соответствует плотности цемента.
Уменьшение затухания, связанное с наличием микрозазора более корректно можно оценить, применяя метод частотного зондирования, т.е. используя отличающиеся от основной частоты в 20 кГц данные, полученные на других частотах. Одинаковый характер поведения кривых затуханий на базовой частоте 20 кГц и на другой свидетельствует об ухудшении прочностных свойств цемента, а различное поведение кривых – говорит о наличии микрозазора [7, 8, 9, 10, 11, 12].
При > 30 дБ/м, наблюдается корреляция АКЦ с данными гамма-каротажа. В интервалах 2629,0 – 2631,0; 2644,0 – 2645,0 по ГК выделяются плотные породы, которые четко фиксируются на ФКД и кривой ΔТ уменьшением времени первого вступления; Практически во всем интервале ΔТ > 600мкс/м, > 30 дБ/м это характерно при сплошном сцепление цемента с колонной и частичном с породой.
Рисунок 3.8 – Пример обработки данных АК в интервале хорошего качества цементирования
Заключение
Во время прохождения практики все поставленные мною цели были выполнены. В первую очередь, интересно было ознакомиться с предприятием, в данном случае с ОАО «Когалымнефтегеофизика». Я изучил его историю, учредителей, ознакомился с работой отдела КИП и тонкостями нефтедобычи, в частности с работой геофизика-интерпретатора, организацией труда на рабочем месте.
Выводы, которые я сделал о компании ОАО «Когалымнефтегеофизика»:
ОАО «Когалымнефтегеофизика» - современная и надежная сервисная компания, способная в кратчайшие сроки развернуть геофизические исследования в любом регионе России.
Основные принципы работы компании:
Технологичность. Обслуживание современных скважин и буровых установок невозможно без использования новейших технических, технологических и программных достижений.
Мобильность. Организовать геофизические исследования в любом регионе просто. Для этого используются передвижные склады ВМ, РВ, системы спутниковой связи, комплект метрологических установок и разборные здания ремонтно-механического участка.
Высокое качество сервиса.
- Все задействованные в полевых исследованиях специалисты прошли обучение и аттестацию по безопасному производству работ в нефтяной промышленности.
- Использование современной геофизической аппаратуры российского и западного производства, которая позволяет предлагать услуги на уровне мировых стандартов качества. С их помощью можно проводить все типы геофизических исследований на всех стадиях жизненного цикла скважин.
- В арсенале более 200 единиц специализированной транспортной техники российского и западного производства.
Программно управляемые гидравлические геофизические подъемники позволяют минимизировать риски возникновения аварий связанных с человеческим фактором.
Специализированная техника дает возможность проводить исследования самостоятельно, без привлечения буровых установок и установок КРС (ПРС).
Большой парк специализированной мобильной техники позволяет в кратчайшие сроки доставить персонал и оборудование до места работ, независимо от наличия дорог.
Колтюбинговая установка обеспечивает доставку геофизических приборов в скважины с горизонтальным окончанием.
- Собственная сервисная служба и контрольно-проверочные технологии
Благодаря тому, что есть собственные сервисные службы по обслуживанию и ремонту геофизической аппаратуры, компания работает быстро и оперативно решает все возникающие проблемы.
В распоряжении имеются:
сертифицированный метрологический центр;
контрольно-поверочные скважины;
контрольно-интерпретационные партии.
Это позволяет обеспечить постоянный контроль качества данных, всего парка геофизической аппаратуры, зарегистрированных в контрольно-поверочных скважинах и в скважинах заказчика.