АТП промысловых исследований / Алаева_Н_Н_«Автоматизация_технологических_процессов_промысловых_исследо

∙

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.

ка

АГНИ

Физические основы метода

е

Импульсный нейтронный каротаж в интегральной модификации основан

т

на облучении скважины и породы быстрыми ней ронами 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 завос мости от регистрируемого

излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронныйи

каротаж по тепловым

нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для

обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во

б

временных окнах, основными расчетнымибл- макросечение захвата тепловых

нейтронов в единицах захвата, равныхи10-3 см-1 , и водонасыщенная пористость

пород, в процентах.

ая

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 ейтронов во времени в однородной среде происходит по

экспоненциальному

закону

с

интенсивностью,

определяемой

ро

нейтронопогл щающиминн свойствами среды.

Определение коэффициентов газонасыщенности по материалам ИННК

кт

азличии

декрементов

затухания в

газе

и

в

воде.

Указанное

основано

на

различие, а, следовательно, эффективность методики увеличивается с ростом

е

минерализации воды и уменьшением пластового давления.

Аппаратура

Э

Измерительный зонд (ИНК) содержит излучатель быстрых (14 МэВ)

лнейтронов, 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.

21

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

2.4.Обзор комплексных скважинных приборов

ГЕО-2М-5

Автономный комплексный прибор спускается в скважину на проволоке Ø 1,8-2,5мм и

позволяет производить регистрацию пяти параметров (давления, температуры, гамма- излучения, расхода жидкости и локации муфт). Существует 6- канальный (добавлен термодебитомер) и 7- канальный (добавлены термодебитомер и влагомер).

Технические характеристики:
	Количество записываемых каналов				от 1 до 7
1.	Канал измерения температуры (Т)
	∙	Диапазон измерения оС					0 –70,		0-100
	∙	Постоянная времени, с							0,6
	∙	Абсолютная погрешность оС							+\-1
2.	Канал термодебетомера (СТД)							ка		АГНИ
	∙	Диапазон измерения оС					е		0 –60
	∙	Постоянная времени, с							10
						т
3.	Канал измерения давления (Р)
					о
	∙	Диапазон измерения давления, МПа					0 –70,		0-60 ,		0-80
					и
	∙	Точность измерения давления, %									0,25
	∙	Абсолютная погрешность, МПа								+\- 0,05
	∙	Постоянная времени, с									0,06
4. Канал измерения естественной гамма-активности горных пород (ГК)
	∙	Диапазон измерения, мкР/ч						50
	∙	Чувствительность не менее (имп/м блн на 1 мкр/час) 150
5.	Канал расходомера			и
			ая
	∙	Диапазон измерения, куб.мб.						20-2000
	∙	Абсолютная погрешность		%				+\- 5
6. Канал влагосодержания (W)
	∙	Диапазон измере ия влагосодержания, %					0-60
7. Канал магнит ой локации муфт обсадной колонны (МЛМ)
	∙		ро
		Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт на муфте обсадной
		колонны к сигналуннфона неперфорированной трубы, не менее									5:1
Память п ибо а
		кт			4224 Кбайт
Ø Объем памяти прибора
Ø Время хранения информации							10 лет
	е						52
Ø	Продолжительность работы прибора, час
(при включенном канале ГК, при емкости элементов питания 1,3 А/ч)
Э
Габаритные размеры скважинного прибора:
лДиаметр, мм								38
Длина, мм								1320
Масса скважинного прибора, кг, не более								4

22

ГЕО-2 МТ

Диаметр 38 мм

Длина 2,3м

ЛМ- 0,4 м

Ман- 0,9 м

Тер- 1,0 м

Вл - 1,1 м

				ая
			ГК- 1,4 м
			нн
			ро
			РД- 1,8м
		кт
	е
л
Э

					ка	АГНИ
				е
			т
		о
	и
	бл
и
б

23

КСА-Т7-38-120/60 (КСА-Т7М1)

Аппаратура комплексная технического контроля скважин

предназначена для геолого-технологических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией 8-ми (6-ти)параметров

передачей информации в цифровом коде по одной жиле кабеля длиной до

-измерения температуры и давления по стволу скважины; АГНИ

-определения мест негерметичности обсадной колонны и насосно- компрессорных труб, мест притока пластовых жидкостей и газа через эти негерметичности;

-определения положения муфтовых соединений и интерваловкаперфорации

-измерения мощности экпозиционной дозы гамма-излученияе горных пород;

-определения профиля притока и процентного содержаният воды в нефти;

-исследования заколонных перетоков и контроля работы газлифтных клапанов. о

Прибор КСА-Т7М1 имеет стыковочный узелидля подключения модулей с питанием постоянным напряжениемблотрицательной полярности (РД, «Гранат», «РРГ-А»), МРИ - по 2-м жи ам. Прибор КСА-Т7 с шумомером

(без стыковочного узла).

Питание скважинного прибора:и

Через каротажный регистраторб«Гектор» в программе - «КСАТ ч\з F1» (вид работ- «1»).

-постоянный ток положительнойая полярности 200 мА при отключенном СТИ,

-до 350мА при максим льной мощности нагрева 4,5 Вт. (СТИ включен).

нагревателя датчика СТИ. Опробование скважинного прибора необходимо
			нн
			ро	200 мА.
производить при т ке питания
		кт	Метод		№ канала	т. записи
						КСА-Т7	КСА-Т7М1
			Термометр		1	1,85		1,8
			Манометр		2	1,7		1,6
	е
			Индикатор влажности		3	1,85		1,7
л
			Шумомер (ВЧ)		4	2,0		-
Э			Шумомер (НЧ)		5	2,0		-
			Локатор муфт		6	0,2		0,2
			СТИ		7	1,8		1,7
			ГК		8	1,1		1,1

24

КСА-Т7-м1 (РД-150/60)

Диаметр 38 мм

ЛМ 0,2 м

ГК 1,1 м

			Ман 1,6 м
			СТИ 1,7 м
			Вл. 1,7 м
			нн
			Тер. 1,8 м
			ро
		кт
	е		РД 2,3 м
л
Э

ая

						АГНИ
					Длина 2,5 м
					ка
				е
			т
		о
	и
	бл
и
б

(РД-150/60)

25

«КРИС-36»

Кондуктомер – резистивиметр индукционный скважинный

Длина прибора – 1,18 м, Ø – 36 мм, масса- 5 кг

Кондуктомер – резистивиметр индукционный скважинный предназначен

АГНИ

для бесконтактного измерения удельной электрической проводимости

жидкости в колонне и НКТ диаметром не менее 40 мм эксплуатационных и

нагнетательных

скважин. К резистивиметру КРИС-36 могут подключатся

другие скважинные приборы , для чего в нем имеется транзитный провод

электропитания и кабельный наконечник.

Исследуемая среда: водонефтяные эмульсии, промывочная жидкость, вода

различной минерализации.

ка

Питание скважинного прибора:

Через каротажный регистратор «Гектор» в программе – КРИС-36

(вид работ-«1»)

е

– постоянный ток положительной полярности: + (100±10)мА.

Номер канал – 4

т

(импульсы отрицательной полярнос и).

Технические данные:

оо

и

- диапазон измерения удельной электрической пр в димости - от 0,05 до 25 См/м

- температура окружающей среды от ( 10) до (+120) С;

бл

- верхнее значение гидростатического дав ения 40 МПа;

- каротажный кабель длиной до 5000м.

и

ая

б

нн

ро

кт

е

л

Э

26

Многофункциональный скважинный прибор МСП-65

Аппаратно-программный комплекс МСП-65 предназначен для

проведения гидродинамических исследований скважин и позволяет за один

проход производить измерения

следующих

параметров:

температуры,

гамма-каротаж, локацию муфт, давления, с записью результатов на жесткий

диск компьютера, с последующей интерпретацией данных. В приборе, так же

АГНИ

имеется встроенный датчик движения (на основе сейсмо-датчика). С его

помощью удается более точно отбивать забой в любой скважине и избегать

аварийных ситуаций при заклинивании прибора в скважине.

При передаче информации на поверхность применён алгоритм проверки

правильности принимаемых данных. Это существенно повышает

помехозащищённость передачи. На

повышение правильности

передаваемой

ка

информации влияет и использование специально разработ нного протокола

передачи данных Манчестер II .

т

Технические характеристики МСП-65

Длина, мм

1600е

Внешний диаметр, мм

и

65

Рабочая температура, °С

-10…+85

бл

о

Рабочее давление, Мпа

40

Напряжение питания, В

+200±20%

Геофизический кабель

одножильный

Код телеметрии

б

Манчестер II

Масса скважинного прииора, кг

18

Потребляемая мощность, Вт, не более

5

Технические х рактеристики наземного блока согласования

нн

445 х 100 х 254

Габ риты (Ш х В х Г), мм

аяМасса, кг

1,1

Диапазон рабочих температур

+5°С…+30°С

ро

+200±10%

Напряжение питания (постоянное), В

Пот ебляемая мощность при номинальном

1

кт

напряжении питания, Вт

е

л

Э

27

										ка	АГНИ
									е
								т
							о
						и
						бл
					и
				ая	б
			нн
			ро
		кт
	е
л
Э

Рис.1.Схема расположения датчиков

28

Основные характеристики измеряемых параметров

Диапазон измерения температуры, °С

-40…+100

Абсолютная погрешность измерения температуры, не более °С

+0,4

Разрешающая способность по температуре, °С

0,01

Диапазон измерения давления, Мпа

40

Состав МСП-65

АГНИ

Погрешность измерения давления не более, %

+0,2

Диапазон измерения гамма излучения, мкР/час

3-300

Точность измерения гамма излучения, %

10

Отношение сигнал/шум локатора муфт

10/1

Шаг квантования по глубине, м

0,1

МСП-65 включает в себя:

е

- скважинный прибор

т

ка

- наземный блок согласования (панель)

- программное обеспечение, которое в свою очередь состоит из:

1.

и

Программного обеспечения для работы к мпьютера с наземным блоком

согласования (программа регистрации).

о

2.

Программного

бл

полученных данных

обеспечения для

обработки

(программа обработки).

- кабеля связи.

Схема соединения каротажного комплекса на основе МСП-65

б

Схема включения МСП-65 в состави каротажного комплекса приведена на

рис.2. На рисунке показан способ соединения МСП-65 с одножильным кабелем,

при использовании многожильного кабеля оставшиеся жилы должны быть

соединены с землёй.

На рисунке не пок з

блок питания,

который подсоединяется к клеммам

+200(В) и «корпус» соответственноая . В качестве блока питания может

использоваться любой источник, обеспечивающий напряжение +200(В) и ток

не менее 50(мА). нн

Описание блока согласования (панели)

Внешний вид панели показан на

рисунке

2.

Панель

должна быть

под люченарок источнику меток глубины и магнитных меток. Параметры

е

сигналов глубины и магнитных меток аналогичны сигналам, используемым в

р гистраторект

ТРИАС.

В

качестве

меток

глубины,

используются

преобразованные сигналы датчика глубины каротажного подъёмника. Блок

Э

лформирования

меток

глубины

каротажной

станции

должен

обеспечивать

формирование на выходе электрических сигналов прямоугольной формы, с нулевым логическим уровнем 0(В) и единичным, лежащим в диапазоне +4…+6 (В), следующих с частотой не более 1 имп/см. При подъёме импульсы глубины должны присутствовать только на выв.5(Глубина «+»), а на выв.6(Глубина «−») должен быть уровень +5В. На спуске соответственно всё наоборот.

29

								ка	АГНИ
							е
						т
					о
				и
				бл
			и
			б
		нн
	Рис.2. Схема включенияаяМСП-65 в состав каротажного комплекса
		ро	Назначение выводов в разъёме (ДМГ).
	кт		2.Земля
	е
			3.ММ
л
						1.Выход (+5 В)
Э	5.Глубина(-)

6.Глубина(+)

30