Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.9. Метод меченого вещества

  • Физические основы метода

  • 1.10. Метод электромагнитной локации муфт.

  • 1.11. Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии.

  • 1.12. Метод гамма-гамма цементометрии.

  • 1.13. Метод акустической цементометрии.

  • Ограничения этого метода связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов ( V

  • 1.14. Метод интегрального гамма-каротажа .

  • 1.15. Методы нейтронного каротажа.

  • 1.16. Методы импульсного нейтронного каротажа.

  • Н. Г. Чернышевского Головин Б. А., Калинникова М. В., Муха А. А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами учебное пособие


    Скачать 472.25 Kb.
    НазваниеН. Г. Чернышевского Головин Б. А., Калинникова М. В., Муха А. А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами учебное пособие
    Дата09.03.2022
    Размер472.25 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаbestreferat-223457.docx
    ТипУчебное пособие
    #388772
    страница2 из 4
    1   2   3   4

    Компенсированный измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и два детектора гамма-излучения. Зонд располагают на выносном башмаке, который в процессе исследований прижимают к стенке скважины рабочей поверхностью, или в защитном кожухе скважинного прибора, когда к стенке скважины прижимают весь прибор.

    Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке- с другими методами оценки «притока-состава».
    1.9. Метод меченого вещества
    Методом меченого вещества решаются следующие задачи:

    • выявление затрубных циркуляций, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонн;

    • определение профиля приемистости и работающих мощностей с целью контроля за работой нагнетательных скважин, получения исходных данных и контроля за результатами воздействия на призабойную зону с целью интенсификации закачки воды или добычи нефти (гидроразрыв, кислотная или термическая обработка и т.д.);

    • выявление обводненных интервалов разрабатываемых нефтяных пластов, положения водонефтяного контакта и оценка остаточной нефтенасыщенности прискважинной части пласта;

    • выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади месторождения;

    • определение скорости и направления движения закачиваемого флюида.


    Физические основы метода
    Сущность метода меченого вещества состоит в том, что в горные породы или в скважинный флюид вводятся вещества, обладающие различными аномальными физическими свойствами относительно окружающей среды, наличие которых надежно выделяется промыслово-геофизическими методами.

    В качестве меченого вещества могут использоваться радиоактивные изотопы (метод радиоактивных изотопов) и вещества, обладающие аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов(нейтронный метод меченого вещества). В первом случае измерения в скважине проводят методом ГК, во втором случае – методом ИНК.

    Метод меченого вещества является одним из наиболее трудоемких и дорогостоящих методов контроля за разработкой нефтяных месторождений. Его применение оправдано лишь в тех случаях, когда другими методами задача надежно не решается.
    Аппаратура
    В качестве радиоактивных изотопов используют элементы, дающие жесткое гамма-излучение, растворяющиеся в применяемой жидкости, характеризующиеся относительно небольшими периодами полураспада и обладающие необходимыми адсорбционными свойствами. Чаще всего используются следующие изотопы: 59Fe, 95Zr, 131I, 51Cr.

    Измерительная аппаратура и методика проведения замеров в методе индикации радиоактивными изотопами не отличаются от применяющихся в гамма-методе.

    Применение радиоактивных изотопов для исследования скважин связано с опасностью облучения. Это препятствие может быть устранено, если в качестве меченой жидкости использовать не радиоактивные элементы, а элементы с аномальными нейтронными характеристиками. Такими элементами являются хлор, бор и кадмий, активно поглощающие тепловые нейтроны(большое сечение захвата) и обладающие высокой гамма-активностью(эффективной эмиссирующей способностью) радиационного захвата нейтронов(особенно хлор).
    1.10. Метод электромагнитной локации муфт.
    Метод электромагнитной локации муфт применяют:

    • для установления положения замковых соединений прихваченных бурильных труб;

    • определения положений муфтовых соединений обсадной колонны;

    • точной привязки показаний других приборов к положению муфт;

    • взаимной привязки показаний нескольких приборов;

    • уточнения глубины спуска насосно-компрессорных труб;

    • определения текущего забоя скважины;

    • в благоприятных условиях – для определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (разрывы, трещины) обсадных колонн.

    Физические основы метода
    Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ) основан на регистрации изменения магнитной проводимости металла бурильных труб, обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности.
    Аппаратура

    Детектор (датчик) локатора муфт представляет собой дифференциальную магнитную систему, которая состоит из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, создающих в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование ЭДС в измерительной катушке.

    Активный локатор муфт содержит две катушки, каждая из которых имеет возбуждающую и приемную обмотки. Под воздействием переменного магнитного поля, генерируемого подачей переменного напряжения на возбуждающие обмотки, в приемных обмотках возникает переменное напряжение, которое зависит от магнитных свойств окружающей среды. Информативным параметром служит разность напряжений на приемных обмотках, которая зависит от сплошности среды.

    1.11. Метод электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии.
    Задачами исследований являются

    • выявление местоположения башмака и муфт обсадной колонны (кондуктора, технической), размещенной за колонной, в которой ведутся исследования;

    • определения толщины стенок обсадных труб;

    • выявления положения и размеров продольных и поперечных дефектов, смятий и разрывов отдельных труб;

    • оценка положения муфтовых соединений и качества свинчивания труб в муфтах.

    Ограничением метода является сильное влияние на чувствительность прибора зазора между электромагнитным датчиком и внутренней поверхностью трубы, что требует применения сменных зондов для труб различного диаметра.
    Физические основы метода
    Электромагнитная дефектоскопия и толщинометрия основаны на изучении характеристик вихревого электромагнитного поля, возбуждаемого в обсадной колонне генераторной катушкой прибора.
    Аппаратура
    В аппаратуре ЭМДСТ-МП используется 17 параметров дефектоскопа и 2 параметра термометра. Конкретный набор параметров определяется задачей при исследовании скважины и конструкцией скважины.

    Д1-Д25 – первичные данные по которым определяются локальные дефекты из который автоматически выбираются необходимые значения для расчета стенок труб в зависимости от конструкции скважины.

    Т– измеритель абсолютной температуры в цифровом значении.

    дТ– высокочувствительный индикатор температуры с возможностью регистрации в одном из 4-х режимов: 0.25С; 0.5С; 1.0С; 2.0С на шкалу. Использование этого параметра позволяет выявлять интервалы негерметичности колонн и интервалы заколонных перетоков.

    1.12. Метод гамма-гамма цементометрии.
    Гамма-гамма-метод позволяет:

    • установить высоту подъема цемента;

    • определить наличие цемента и характер его распреде­ления в интервале цементации;

    • фиксировать наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гель-цемент);

    • выявить в цементном камне небольшие раковины и каналы;

    • определить эксцентриситет колонны.

    Физические основы метода
    Этот метод контроля за качеством цементирования обсадных колонн основан на регистрации рассеянного гамма-излучения при прохождении гамма-квантов через изучаемые среды различной плотности. Поскольку цементный камень и промывочная жидкость значительно различаются по плотности, а интенсивность вторичного гамма-излучения находится в обратной зависимости от плот­ности, то на регистрируемой кривой ГГМ достаточно четко выде­ляются участки с цементом и без него.
    Аппаратура
    Для контроля качества цементирования обсадных колонн может применяться одноканальная аппаратура с регистрацией одной кривой ГГМ, трехканальная с регистрацией трех кривых ГГМ (три индикатора расположены под углом 120°), четырехканальная с реги­страцией четырех кривых ГГМ (четыре индикатора расположены под углом 90°) и одноканальная с зондом, коллимированным по ра­диальному углу в пределах 30—50° и вращающимся в процессе измерений с заданной угловой скоростью при подъеме прибора.
    1.13. Метод акустической цементометрии.
    Метод акустической цементометрии (АКЦ) применяют:

    • для установления высоты подъема цемента;

    • определения степени заполнения затрубного пространства цементом;

    • количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной и качественной оценки сцепления цемента в горной породой.

    Ограничения этого метода связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (V>5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительности к отдельным дефектам цементного кольца.
    Физические основы метода
    Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информации используют:

    • амплитуды или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м;

    • интервальное время и амплитуды или затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;

    • фазокорреляционные диаграммы.


    Аппаратура
    В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками)- в пределах 0.3-0.6 м.

    Скважинный прибор центрируется.

    Модуль цементометрии комплексируют с модулями ГК,ЛМ,термометрии, гамма-гамма-цементометрии и толщинометрии.

    1.14. Метод интегрального гамма-каротажа .
    Гамма каротаж применяют для решения следующих задач:

    • выделения в разрезах скважин местоположения полезных ископаемых, отличающихся повышенной или пониженной гамма-активностью;

    • литологического расчленения и корреляции разрезов осадочных пород;

    • выделения коллекторов;

    • оценки глинистости пород;

    • массовых поисков радиоактивного сырья;

    • в обсаженных скважинах – для выявления радиогеохимических аномалий, образующихся в процессе вытеснения нефти водой;

    • увязку по глубине данных всех видов ГИС в открытом и обсаженном стволе.

    Гамма–каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом.
    Физические основы метода
    Интегральный гамма-каротаж основан на измерении естественного гамма-излучения горных пород. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин). Основная расчетная величина – мощность экспозиционной дозы в микрорентгенах в час (МЭД, мкР\час).
    Аппаратура
    Измерительная установка ГК состоит из детектора(ов) гамма-квантов и электронной схемы. Точкой записи является середина детектора.

    Зонд (модуль) применяют в качестве самостоятельного прибора или включают в состав комплексных приборов, реализующих несколько методов ГИС. Комплекс ГК комплексируется с другими модулями без ограничений.

    1.15. Методы нейтронного каротажа.
    Нейтронный каротаж применяются в необсаженных и обсаженных скважинах и используется для решения следующих задач:

      • с целью литологического расчленения разрезов;

      • определение положения текущего газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетока, разгазирования нефти в пласте и оценки газонасыщенности;

      • определение положения водонефтяного контакта ВНК в скважинах с высокой минерализацией пластовых вод.

    В зависимости от регистрируемого излучения различают: нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам – ННК-НТ; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам – ННК-Т; нейтронный гамма-каротаж – НГК.

    Областями эффективного применения нейтронного каротажа при выделении газоносных пластов, газожидкостного контакта, определении газонасыщенности являются:

    • для ННК-НТ – породы с любым водородосодержанием при диаметре скважины, не превышающем 200 мм.

    • Для ННК-Т – породы с водородосодержанием более 10% при диаметре скважины, не превышающем 250 мм.

    • Для НГК – породы с водородосодержанием не менее 20%.


    Физические основы метода
    Нейтронный каротаж основан на облучении скважины и пород нейтронами от стационарного ампульного источника и измерении плотностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов и (или) гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. Измеряемая величина – скорость счета в импульсах в минуту (имп/мин); расчетная величина – водородосодержание пород в стандартных условиях в процентах.

    Переход от скорости счета к геофизическим характеристикам пород и их геологическим параметрам осуществляют с использованием зависимостей между показаниями скважинных приборов и указанными характеристиками или параметрами, установленными на моделях пород, пересеченных скважиной, или методами математического моделирования.
    Аппаратура
    Измерительный зонд нейтронного каротажа содержит ампульный источник нейтронов и один или два (и более) детектора нейтронов (надтепловых или тепловых) или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между источником и детектором для однозондовых приборов и середина между двумя детекторами для компенсированных (двухзондовых) приборов. ННК-НТ и ННК-Т выполняют, как правило, с помощью компенсированных измерительных зондов, содержащих два детектора нейтронов; НГК – однозондовыми приборами, содержащими источник нейтронов и один детектор гамма-излучения.

    Наиболее важными эксплуатационными и метрологическими характеристиками приборов РК являются:

    • диапазоны измерения геофизических характеристик;

    • предел допускаемой основной погрешности измерений;

    • допускаемые максимальные скорости счета;

    • нестабильность скорости счета при непрерывной работе прибора;

    • максимальные значения температуры и давления в скважине;

    • максимальное и минимальное значения внутреннего диаметра исследуемых скважин (обсадных колонн, НКТ);

    • вертикальное разрешение метода и глубинность исследований.

    Значения этих характеристик и допускаемые отклонения от них регламентируются требованиями эксплуатационной документации на конкретные приборы.

    Модуль НК комплексируется с другими модулями без ограничений.
    1.16. Методы импульсного нейтронного каротажа.
    Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для:

    • литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов;

    • выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов;

    • определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами;

    • определения газожидкостных контактов;

    • оценки пористости пород;

    • количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности;

    • контроля за процессом испытания и освоения скважин.

    Наиболее эффективный способ применения ИНК – выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронно-поглощающими свойствами.
    Физические основы метода
    Импульсный нейтронный каротаж в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными- макросечение захвата тепловых нейтронов в единицах захвата, равных 10-3 см-1 , и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

    Количественная оценка насыщенности коллекторов по данным ИННК базируется на зависимости среднего времени жизни тепловых нейтронов в породах от характера и содержания насыщающих флюидов. Уменьшение плотности тепловых нейтронов во времени в однородной среде происходит по экспоненциальному закону с интенсивностью, определяемой нейтронопоглощающими свойствами среды.

    Определение коэффициентов газонасыщенности по материалам ИННК основано на различии декрементов затухания в газе и в воде. Указанное различие, а, следовательно, эффективность методики увеличивается с ростом минерализации воды и уменьшением пластового давления.
    Аппаратура
    Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.

    Нормируемыми метрологическими характеристиками являются макросечение захвата тепловых нейтронов и коэффициент водонасыщенной пористости, который рассчитывают по измеренным скоростям счета импульсов.

    Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.
    1   2   3   4


    написать администратору сайта