Экзаменационный билет №11

Торпедирование скважин

Торпедированием называют взрыв в скважине.

Торпедирование производят с целью ликвидации прихватов бурильных, насосно-компрессорных и др. труб в скважинах, для ликвидации аварий при бурении, для очистки фильтров в скважинах, а также для "оживления" старых нефтяных и газовых месторождений.

Скважинная торпеда состоит из заряда ВВ и средства взрывания -электрозапала, капсюля-детонатора и шашки высокобризантного ВВ, усиливающего начальный импульс детонации.

Торпеды различают герметичные и негерметичные, фугасные и кумулятивные и пр.

Для "встряхивания" бурового инструмента или ОК в скважинах с целью облегчения последующего развинчивания, для очистки фильтров используют так называемые "торпеды детонирующего шнура" (ТДШ) -отрезки обычного детонирующего шнура.

Для оживления старых нефтяных месторождений в скважинах взрывают очень большие заряды, включая атомные мощностью 4-5 кт.

Ядерный взрыв создает в горных породах давление более чем в миллион атмосфер. Часть горной породы превращается в газ, на месте взрыва образуется полость диаметром около 30 м. В толще горных пород появляется множество мелких трещин, проникающих на расстояние до 100 м от центра. Увеличивается проницаемость горных пород, и в результате возрастает дебит нефтяных и газовых скважин. Такие "мирные" взрывы неоднократно производились на территории СССР. Два ядерных взрыва, проведенных на газовых месторождениях Восточной Сибири в конце 70-х годов, привели к увеличению добычи газа в 20 раз и позволили дополнительно добывать нефть. Еще 2 ядерных взрыва в 1969 г. на Осинском месторождении в Пермской области обеспечили добычу более 300 тыс. т нефти (газета "Уральский рабочий" от 15.03.95).

Однако, кроме положительных результатов, ядерные взрывы в скважинах имеют и очень существенные отрицательные последствия, связанные с заражением подземных вод радиоактивными элементами.

Технология проведения геофизических исследований в скважине, способы измерения и регистрации геофизических параметров. Способы измерения в ГИС

При геофизических измерениях в скважинах наблюдатель получает информацию об изучаемом объекте, находящемся от него на расстоянии сотен и тысяч метров. Наблюдатель находится на поверхности земли, объект - внутри скважины, он недоступен для непосредственного исследования. По этой причине в основу аппаратуры ГИС положены принципы телеметрии, т.е. дистанционного производства измерений.

Обобщенная структурная схема одноканальной телеметрической системы (ТС) приведена на рис. 2.1.

Передающее устройство преобразует измеряемую величину X в сигнал А =φ _i(X), удобный для передачи на расстояние и дальнейшего преобразования. Главную часть передающего устройства составляет первичный преобразователь или датчик измеряемой величины. Кроме датчика, оно может содержать дополнительные узлы, такие как источник питания датчика, вторичные преобразователи, элементы системы телесигнализации и телеуправления.

По линии связи сигнал поступает на поверхность для последующего преобразования и регистрации. Здесь к полезному сигналу может примешиваться сигнал-помеха.

Приемное устройство, находящееся уже на поверхности, отделяет полезный сигнал от помехи, усиливает его (или ослабляет, если это необходимо), выпрямляет (или преобразует в цифровой код) и выдает на регистрирующий или показывающий прибор в виде величины В = φ ₂ (X).

Регистрирующий прибор фиксирует новую величину С = φ ₃ (X). Зависимость С = φ₃ (X) называется передаточной характеристикой телеметрического канала (системы).

Определяющим элементом телеметрической системы является линия связи, поскольку от нее зависит выбор первичных преобразователей и конструкция приемных устройств. Выбор линии связи определяется такими факторами, как дальность передачи информации, помехоустойчивость и допустимая степень ослабления сигнала.

По виду линии связи все ТС делятся на электрические и неэлектрические. В свою очередь, электрические подразделяются на проводные и беспроводные, а неэлектрические - на световые, звуковые, гидравлические, пневматические и механические (рис. 2.2).

Каротажные станции монтируются, как правило, на автомашинах повышенной проходимости и содержат измерительную аппаратуру и спуско-подъемное оборудование.

Аппаратура каротажных станций, как показано на рис. 3.1, включает в себя скважинный прибор 1, каротажный кабель 2, измерительную панель 3, регистратор 4, блок питания скважинного прибора 5, панель контроля каротажа 6 и силовой блок 7.

Скважинный прибор (СП) включает в себя первичный преобразователь и некоторые вспомогательные устройства: источники питания этих преобразователей, вторичные преобразователи, элементы схем телеконтроля и телеуправления и прочее. Конструкции СП будут подробнее рассмотрены нами далее.

Каротажный кабель представляет собой линию связи между СП и наземной частью измерительной аппаратуры.

Измерительная панель содержит фильтры, отделяющие полезный сигнал от помех, усилители (или аттенюаторы) сигнала, выпрямитель. Измерительные панели могут быть сменными, для каждого СП - своя.

Регистратор — это основной и наиболее сложный блок каротажной станции. Он обеспечивает запись измеряемых параметров в функции глубины скважины в аналоговой или цифровой форме. Как правило, регистратор имеет несколько (от 2 до 16) измерительных каналов и включает в себя различные вспомогательные устройства, служащие для повышения точности измерений: переключатели пределов измерения и масштабов глубин, отметчики марок времени и меток глубин, компенсаторы поляризации и др.

Конструкции регистраторов обычно унифицированы.

Рис. 3.1. Функциональная схема измерительной аппаратуры каротажной станции

Вся линия блоков станции от СП до регистратора как раз и представляет собой ту телеметрическую систему, которая была рассмотрена нами ранее (см. рис. 2.1).

Рис. 2.2. Классификация телеметрических систем по виду линии связи

Каждой из разновидностей ТС присущи свои достоинства, и многие из них находят применение в тех или иных методах ГИС, но основным видом ТС в ГИС являются электрические проводные системы. Это обусловлено спецификой измерений в скважинах - ведь передающие устройства (датчики) нужно на чем-то опускать в скважины и извлекать из них, поэтому резонно использовать это "что-то" и для передачи информации из скважины на поверхность.

Но поскольку для скважинных ТС избран электрический вид связи, то и датчики передающих устройств должны преобразовывать измеряемый параметр в какую-либо электрическую величину: ЭДС, силу тока, емкость, индуктивность или активное сопротивление электрической цепи. В зависимости от того, в какую именно величину преобразуется измеряемый параметр, электрические датчики делятся на параметрические (резистивные, емкостные, индуктивные) и генераторные. Последние, в свою очередь, подразделяются по природе вырабатываемой ими ЭДС (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Классификация первичных электрических преобразователей

Буквально все разновидности электрических датчиков находят свое применение в той или иной аппаратуре для ГИС. Общими достоинствами всех электрических датчиков являются: простота измерения сигнала, широкий динамический диапазон, универсальность (т.е. возможность работы на разных частотах электрического тока, при разных температурах и т.п.).

Выходными сигналами электрических датчиков являются: разность потенциалов (ЭДС), сила тока, частота переменного тока, длительность или комбинации импульсов тока и напряжения. Соответственно, и при работе с электрическими датчиками нужно уметь измерять эти параметры.

Импульсный нейтронный каротаж. Импульсный нейтронный каротаж

В этом методе горные породы облучают кратковременными потоками быстрых нейтронов и изучают результаты их взаимодействия с окружающей средой

При импульсных нейтронных методах

источник испускает нейтроны в течение сравнительно коротких интервалов времени (обычно 10-400 раз в 1 с);

Через некоторое время после испускания импульса, называемое временем задержки t3, производят измерение плотности потока нейтронов или гамма-квантов радиационного захвата в течение какого-то интервала времени замера tзам

График изменения плотности медленных нейтронов при ИННК

Из рисунка видно, что

плотность потока тепловых нейтронов сначала увеличивается за счет замедления быстрых нейтронов и через 10-100 мкс достигает максимума, а затем уменьшается за счет того, что тепловые нейтроны начинают диффундировать вдоль оси скважины, а из скважины - в пласт и поглощаться.

ИНК делится на

Импульсный нейтронный метод в регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ);

Импульсный нейтронный метод гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ)

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замедляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не более нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффузии поглощаются ядрами среды.

После окончания процесса замедления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшаются во времени

Уменьшение плотности нейтронов и гамма-квантов во времени происходит по формуле

Регистрируя тепловые нейтроны (ИННМ) или гамма-кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить

среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе t, которое позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение поглощения тепловых нейтронов.

Среднее время жизни тепловых нейтронов зависит от

Содержания водорода и содержания поглотителей нейтронов (хлора) в среде.

Для пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, τ=0,3-0,6 мс;

для пластов, насыщенных минерализованной водой τ =0,11-0,33 мс;

для газонасыщенных пластов τ =0,6-0,8 мс.

Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют

либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух-трех каналов с различными значениями времени задержки),

либо при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.

При измерениях с движущимся прибором

о значении т судят по отношению показаний на двух каналах: чем меньше т, тем больше различаются эти показания.

Разработана аппаратура для непрерывного вычисления т в процессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения т по стволу скважины.

Количественное определение т получают по формуле

В случае измерений на точках (с неподвижным прибором)

интенсивность нейтронов или гамма-квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки tз=1, 2,... и строят график зависимости логарифма показаний lnl от t

Такой график позволяет точнее определить значение среднего времени жизни тепловых нейтронов в породе как величину, обратную коэффициенту наклона кривой ml=/(f) при больших t.

При малых временах задержки t наклон кривой зависит от

Среднего времени жизни тепловых нейтронов в горной породе т;

от диаметра скважины;

от свойств среды, заполняющей скважину.

При больших значениях t

такое влияние постепенно исчезает

Преимущества импульсных методов перед стационарными

Отсутствие влияния скважины при больших временах задержки

Большая чувствительность к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны.

В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20—30 г/л).

При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по результатам измерения при одном значении времени задержки.

Водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными и газоносными пластами.

С помощью ИНК решаются следующие геологические задачи

Литологическое расчленение разреза скважины;

Определение положения ВНК, ГНК, ГВК, как в разведочных, так и в эксплуатационных скважинах;

По параметру τпласты, насыщенные минерализованной водой, хорошо отличаются от нефтегазонасыщенных. На этом отличии основано применение метода ИННК для прослеживания изменений положения ВНК и ГВК в процесс разработки месторождений нефти и газа

Дата добавления: 2015-05-10