Развитие термометрии и термодебитометрии при исследовании технического состояния нагнетательных скважин
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ
ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абрукин А. Л.. Особенности глубинных измерений в скважинах. -Труды ВНИИ. Вып. 55. -М.: Изд-во «Недра»: – 1970. – 259-270с.
2. Абрукин А. Л., Баишев Б. Т., Пустовайт С. П. Пути и методы послойного определения гидродинамических характеристик продуктивного разреза. – “Нефтяное хозяйство”. – 1976. – №12. – 27-31с.
3. Абрукин А. Л., Олегов Д. О. О влиянии пакерующей способности пакера на точность глубинного дебитомера и влагомера. – Труды ВНИИ. Вып. 54. -М.: Изд-во «Недра», – 1966. – 258-265с.
4. Абрукин А.Л.. Потокометрия скважин. М.: Изд-во “Недра”, – 1978. –
253с.
5. Авдонин Н.А. О некоторых формулах для расчета температурного поля пласта при тепловой инжекции в пласт // Изв.ВУЗов: Нефть и газ. -1965. – № 11. – С.45-48.
6. Авдеев Н.Д., Кругляк В.Г., Попов С.А. и др. Применение расходомеров РГД-4 в режиме непрерывной протяжки. М.: Деп. в ВИНИТИ, №6. – 1982. – 106с.
7. Адиев Я. Р., Прытков А. Н., Волощук В. П. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1999. – Вып. 64.
8. Афанасьев Д.К., Мухутдинов В.К., Назаров В.Ф. Определение больших скоростей потока жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитомером // VI Международная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и её приложения в естествознании» (Уфа, 9-13 октября 2021 г.): сборник трудов: в 3 т. Т. 2. Физика. / отв. ред. Е.Г. Екомасов.- Уфа: РИЦ БашГУ, 2021 – 228 с.
9. Ахметов К. Р. Диагностика состояния скважин и пластов на месторождениях Сургутского нефтяного региона // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2001. – Вып. 80.
10. Ахметов К. Р. Технология геофизического контроля за выработкой запасов нефти на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. – Вып. 67.
11. Бачелор Р. Повышение точности измерения термодисперсными расходомерами. М.: Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1993. – №5. – 59-60с.
12. Белов С. В., Жуланов И. Н., Семенцов А. А., Шумилов А. В. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. -Вып.67.
13. Белышев Г. А., Ахметов А. С. Многофункциональные программно-управляемые скважинные приборы для контроля за разработкой нефтяных месторождений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2003. – Вып. 102-112.
14. Блажевич В. А., Фахреев И. А., Глазков А. А. Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М.: Изд-во, “Недра”, – 1969.
15. Блинов А.Ф, Определение параметров отдельных пластов при их совместной эксплуатации. – “Татарская нефть”, – 1962, – №4, – 13-16с.
16. Бошняк Л. Л., Бызов Л. Н. Тахометрические расходомеры. Л.: Изд-во “Машиностроение”, – 1968, – 210с.
17. Буевич А.С., Казак В.Г. Новое поколение аппаратуры для геофизических исследований обсаженных скважин “ГРАНИТ” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1996. – Вып.22.
18. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обсаженных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1998. – Вып.43.
19. Буевич А.С. Цифровая скважинная аппаратура для геофизических исследований скважин “ГРАНИТ” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1997. – Вып. 31.
20. Буевич А.С. Модуль ультразвуковых исследований для эксплуатационных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. -2006. – Вып.2-4 (143-145).
21 . Буевич А.С. Опыт использования модуля ультразвуковых исследований (УЗИ) в нагнетательных скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2007. – Вып.1 (154).
22. Буевич А.С. Опыт использования модуля ультразвуковых исследований (УЗИ) в нефтяных скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2007. – Вып.3 (156).
23. Бухаров А.Р., Зайцев Д.Б., Мухутдинов В.К., Назаров В.Ф. Зависимость глубины точки инверсии от скорости потока воды в нагнетательной скважине // VI Международная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и её приложения в естествознании» (Уфа, 9-13 октября 2021 г.): сборник трудов: в 3 т. Т. 2. Физика
24. Василевский В. Н., Петров А. Н. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Изд-во “Недра”, – 1973, – 344с..
25. Габдуллин Т.Г., Лукьянов Е.П. Промысловые испытания глубинных дистанционных расходомеров – дебитомеров с электромеханическим приводом пакера, Тр. ТатНИИ, вып. 5. М.: Изд-во “Недра”, – 1964.
26. Габдуллин Т. Г., Мусина Р. Г., Минуллин С. Г. Некоторые вопросы оценки чувствительных элементов глубинных расходомеров. – В кн.: Вопросы бурения скважин и добычи нефти. Л.: Гостоптехиздат, – 1960. (Труды Татарского нефт. науч.-исслед. ин-та, вып. IX).
27. Глазков А. А. Блажевич В. А. Изучение профиля притока и поглощения жидкости по мощности продуктивного пласта в нефтяных и
нагнетательных скважинах месторождений Башкирии. – “НТС ВНИИ”, -1967, – №31, – 42-51с.
28. Гершанович И. М. Скважинный расходомер на трёхжильном каротажном кабеле для гидродинамических исследований. – В кн.: Разведочная геофизика, вып. 9. М.: Изд-во “Недра”. – 1965.
29. Гурленов Е.М., Захаров А.А., Левитский Е.К., Широков А. Н. Методика выделения интервалов дренирования и поглощения в разрезе скважины // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1999. – Вып. 60.
30. Давлетшин Р. Р. Контроль за разработкой месторождений с помощью ГИС в ОАО “Пурнефтеотдача” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. – Вып.66.
31. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин: Учебник для ВУЗов. – М.: Гостоптехиздат. – 1952. – 252 с.
32. Жукаускас А. А. Теплопередача цилиндра в поперечном потоке. -«Теплоэнергетика», – 1955, – №4.
33. Жидких В. И., Шакуров О. Ф., Филатов В. А. Опыт использования в ОАО “Красноярское УГР” системы обработки и интерпретации данных ГИС “ОНИКС” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. – Вып.67.
34. Жувагин И. Г., Комаров С. Г., Чёрный В. Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М.: Изд-во “Недра”, – 1973. – 81с.
35. Иванова А. Р. Определение расхода жидкости в скважине по данным термогидродинамических исследований // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2007. – Вып.10 (163).
36. Исакович Р. Я. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. М.: Гостоптехиздат. – 1963.
37. Исаакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. М., Изд-во «Недра». – 1970.
38. Ипатов А. И., Кременецкий М. И., Марьенко Н. Н. Компьютерные технологии количественной интерпретации результатов ГИС-контроль
пластов и скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС.- 1999. – Вып. 63.
39. Катыс Г.П. Элементы систем автоматического контроля нестационарных потоков. М.: Изд-во Машгиз. – 1963.
40. Комаров С. Г. Техника промысловой геофизики М.: Гостоптехиздат, – 1957.
41. Комаров С. Г., Берман Л. Б., Нейман В. И., Чёрный В. Б. Применение дебитомеров для оценки рабочих мощностей основных продуктивных горизонтов месторождения Газли, “Экспресс информация. Газовая промышленность”, 8/58. М.: М-во газ. пром. – 1966.
42. Конноли Э. Т. Справочник по каротажу эксплуатационных скважин. М.: Изд-во “Недра”, – 1969. – 104с.
43. Костин А. И., Лауфер К. К., Новопашин С. В. Применение компенсированного термокондуктивного расходомера для решения геолого-технических задач // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2006. – Вып. 8 (135).
44. Костин А. И., Новопашин С. В., Лауфер К. К., Иванов И. А., Писарев А. Д. Результаты разработки аппаратуры контроля притока для исследования горизонтальных скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд-во. АИС. – 2021. – Вып. 8 (197).
45. Кремлёвский П. П. Расходомеры М.-Л.: Машгиз. – 1963.
46. Кремлёвский П. П. Расходомеры и счётчики количества: Справочник. 4-е изд., перераб и доп. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд. -1989. – 701с.
47. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводяных пластов. М.: Изд-во “Недра”, – 1974. – 200с.
48. Купер В. Я., Рубцов М. Г., Хозинский Е. Ф., Метелёв В. П. Повышение точности термокондуктивной дебитометрии // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2006. – Вып.9 (150).
49. Купер В. Я., Рубцов М. Г., Хозинский Е. Ф., Шамихин А. Н. Способ измерения скорости потока жидкости или газа. Пат. РФ № 2267790. – Бюл. № 01, 10.01.06.
50. Купер В. Я., Рубцов М. Г., Хозинский Е. Ф., Шамихин А. Н. Устройство для измерения скорости потока жидкости или газа. Пат. РФ № 2262708. – Бюл. № 29, 20.10.05.
51. Левшина Е. С., Новицкий П. В. Электрические измерения физических величин: (Измерительные преобразователи). Учеб. пособие для вузов. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд. – 1983. – 320с.
52. Лотарёв В.А. Исследования нагнетательного фонда скважин методом расходометрии // НТВ «Каротажник». ТВЕРЬ: Изд. АИС. 2021. № 7 (229). С. 30-47.
53. Михеев М. А. Основы теплопередачи. М. – Л.: Гостоптехиздат. –
1949.
54. Мухамадиев Р. С. Определение малых скоростей потока жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитомером. Научно -практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Материалы конференции в рамках XVIII Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». – 2021. – 215-217с.
55. Мухамадиев Р. С., Назаров В. Ф. Физические основы определения скорости потока жидкости по измерениям термодебитомером в скважине. Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Материалы конференции в рамках XVIII Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». – 2021. – 210-214с.
56. Мухамадиев Р. С., Назаров В. Ф. Скважинный термокондуктивный анемометр – это индикатор или измеритель скорости потока жидкости в скважине // « Геофорум». ООО «ТНГ-Групп». – 2021. – Вып. 1(19). – 6-10с.
57. Мухамадиев Р. С., Назаров В. Ф. Определение скорости потока жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитомером // «Геофорум». ООО «ТНГ-Групп». – 2021. – Вып. 1(19). – 11-16с.
58. Мухамадиев Р. С., Назаров В. Ф. Определение приёмистости жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям потокометрическими методами. «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Материалы конференции в рамках ХХ11 Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». – 2021. – 10-13с.
59. Мухамадиев Р. С., Назаров В. Ф. Определение поинтервальной приёмистости жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитомером. «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Материалы конференции в рамках ХХ11 Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». – 2021. – 82-85с.
60. Мухамадиев Р. С. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД – это измеритель скорости потока жидкости в скважине. /Р. С. Мухамадиев, В.Ф. Назаров //Материалы научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXIII Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». -Уфа: Изд-во ОАО «НПФ Геофизика».- 2021.- С. 82 – 85.
61. Мухамадиев Р. С. Опыт применения термодебитометрии при определении скорости потока воды в нагнетательных скважинах на месторождениях Тататрии. /Р. С. Мухамадиев //Материалы научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ-нефть. Технологии-2021». -Уфа: Изд-во ОАО «НПФ Геофизика».- 2021.- С. 82 – 85.
62. Мухутдинов В.К., Назаров В.Ф. Использование данных термодебитометрии для определения герметичности обсадной колонны в
нагнетательных скважинах // Повышение эффективности геологоразведочных работ: Сб. докладов Восьмой молодёжной научно-практической конференции. Вып.7. – Уфа: Информреклама. 2021 – С. 74-77.
63. Назаров В.Ф. О влиянии скорости и направлении движения скважинного прибора при регистрации термограмм // НТВ «Каротажник».: Изд-во. АИС. – Вып.80. С. 121 – 127.
64. Назаров В.Ф. Состояние и пути развития термометрии при определении места нарушения герметичности колонны в нагнетательных скважинах // Кафедре геофизики 35 лет: Сборник материалов, посвящённый юбилею кафедры. – Уфа: Изд. БашГУ.- 1999.- С. 99-117.
65. Назаров В. Ф., Мухамадиев Р. С. Определение скорости потока жидкости в скважине // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – Вып.8 (187). – 118 – 126с.
66. Назаров В.Ф., Алабужева Н.А. Использование разностных термограмм при решении нефтепромысловых задач при компрессорном освоении скважин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд-во. АИС.- Вып. 11 (233). – 47-52с.
67. Назаров В.Ф., Морозкин Н.Д., Зайцев Д.Б., Еникеев В.М. Изучение формирования температуры в нагнетательной скважине при закачке в интервале нарушения герметичности колонны, перекрытом НКТ //Изв.ВУЗов. Нефть и газ. – 2000. – № 1. – С.54-62.
68. Назаров В. Ф. Термометрия нагнетательных скважин. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. БашНИПИнефть. Уфа. – 2002. – 327с.
69. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Пацков Л.Л., Нуртдинов Ф.Ф. Определение интервала заколонной циркуляции вверх от перфорированных пластов в нагнетательных скважинах // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. ГЕРС. 2007. №3 (156). С. 97-105.
70. В. Ф. Назаров, В. К. Мухутдинов, Л. Л. Пацков, Ф. Ф. Нуртдинов. Определение места нарушения герметичности обсадной колонны
или насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах. НТВ «Каротажник», Выпуск 5 (158), стр. 18-25, Тверь 2007.
71. Назаров В. Ф., Мухутдинов В. К. (Башгосуниверситет, г. Уфа), Нуртдинов Ф. Ф. (ОАО «Газпром нефть-ННГФ») Признаки определения нарушения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине выше башмака насосно-компрессорных труб. «Тезисы докладов Секции D VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа 22-25 мая 2007г.» стр. 122-124.
72. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К., Нуртдинов Ф.Ф. Анализ эффективности использования дистанционной и автономной комплексной аппаратуры при исследовании нагнетательных скважин // XIX НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «НОВАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН». Тезисы докладов конференции в рамках XVI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2008». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». 2008. С. 197-199.
73. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К., Зайцев Д.Б., Нуртдинов Ф.Ф. Определение нижней границы движения жидкости в нагнетательной скважине по данным термометрии // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. ГЕРС. 2009. №10 (187). С. 102-119.
74. В.Ф. Назаров, В. К. Мухутдинов. Определение скорости потока закачиваемой воды в нагнетательных скважинах по результатам измерений механическим расходомером. НТЖ Нефтепромысловое дело. М: сентябрь 2021. С. 34-38.
75. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Определение места нарушения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах // Геофизика-фундамент геологоразведки. Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике. 80-летию посвящается. Сборник докладов шестой и седьмой молодёжной научно-практической конференции. – Уфа: Информреклама, 2021.- С. 164-167.
76. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К., Мухамадиев Р.С. К методике определения скорости потока закачиваемой в нагнетательные скважины воды по измерениям термодебитомером // XIX НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «НОВАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН». Тезисы докладов конференции в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». 2021. С. 265-271.
77. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Применение термометрии и термодебитометрии при контроле технического состояния нагнетательных скважин // ЮБИЛЕЙНАЯ XX НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «НОВАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН». Тезисы докладов конференции, ПОСВЯЩЕННОЙ 50-летию кафедры «Геофизика» Башкирского государственного университета в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2021». Уфа: Изд-во «НПФ Геофизика». 2021. С. 28-31.
78. Назаров В.Ф., Федотов В.Я. Применение термометрии для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны способом продавки жидкости //НТВ «Каротажник». – Тверь: Изд. ГЕРС. -2000. – Вып. 67. – С.74-79.
79. Р.С. Мухамадиев, В.Ф. Назаров, В.К. Мухутдинов Определение поинтервальной приёмистости жидкости в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитомером / Сборник статей по материалам Международной научно-практической конференции «ЗАКОНОМЕРНОСТИ И ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ НАУКИ В СОВРЕМЕННОМ ОБЩЕСТВЕ» (5 декабря 2021 г., г. Уфа). / в 5 ч. Ч.3 – Уфа; АЭТЕРНА, 2021. – 220 с.
80. Пат. 2535539 РФ, МПК Е21В 47/103 Способ определения герметичности обсадной колонны выше воронки насосно-компрессорных труб по измерениям в нагнетательной скважине / В.Ф. Назаров, Д.Б. Зайцев,
В.К. Мухутдинов (Россия); заявка № 202108230/03(012249), 26.06.2021; опубл.27.08.2021, Бюл. № 25.
81. Патент на изобретение № 2441153, Россия, МКИ Е 21 В 47/10, Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты) / Назаров В. Ф., Мухамадиев Р. С. (Россия), – 2021101096/03, заявлено 14.01.2021; Опубл. 27.01.2021 Бюл. №3. – 7с. – Ил. -2.
82. Непримеров Н. Н. , Шарагин А. Г. Особенности внутриконтурной выработки нефтяных пластов. Казань: Изд-во КГУ. – 1961.
83. Орлинский Б. М., Валиуллин Р. А. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1996. – Вып. 20.
84. Осадчий В. М., Кусембаев С. X., Лосев Н. А. и др. Компьютеризированный цифровой аппаратно-программный каротажный комплекс для ГИС при контроле за разработкой после капитального ремонта и при освоении скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. -Вып. 68.
85. Парфёнов А. И., Xамадеев Э. Т., Белышев Г. А. Скважинный расходомер. А. С. 1562440. – 1990.
86. Парфёнов А. И., Гильманов Р. Р. Опыт применения автономной малогабаритной аппаратуры ГЕО-1 для исследования нагнетательных скважин Западной Сибири // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1999. – Вып 59.
87. Парфёнов А. И., Фахреев И. А. Модуль скважинного расходомера. А. С. РФ 2470123. – 2002.
88. Парфёнов А. И., Фахреев И. А. Повышение надёжности малогабаритных скважинных турбинных расходомеров // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2006. – Вып. 6 (147).
89. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра. 1980. 224с.
90. Петров А. И., Василевский В. Н. Техника и приборы для измерения расхода жидкости в нефтяных скважинах. М.: Изд-во “Недра”. – 1967. – 188с.
91. Применение дебитомеров при оценке рабочих мощностей основных продуктивных горизонтов месторождения Газли. «Экспресс-информация. Газовая промышленность», № 8/58. М.: М-во газ. пром., 1966. Авт.: Комаров С. Г., Берман Л. Б., Нейман В. И., Маргулов Г. А., Чёрный В. Б..
92. Рассмуссен Р. А. Применение термисторов для измерений в движущихся жидкостях и газах. – «Приборы для научных исследований». -1962. – №1.
93. Руководство по применению промыслово-геофизических методов контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Изд-во “Недра”. – 1978. -256с.
94. Самигуллин X. К. Повышение достоверности и качества записей методом термокондуктивной индикации притока в действующих нефтегазовых скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1998. -Вып. 38.
95. Самигуллин X. К., Утопленников В. К., Мусин М. М., Багаутдингов З. Ш., Назмутдинов Э. М. Комплекс геофизической скважинной и наземной аппаратуры и оборудования для действующих нефтяных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1998. – Вып.39.
96. Скопицын С. П. Возможности термоанемометров АГДК и СГДК при исследовании скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. -2004. – Вып. 8 (121).
97. Соломасов А. И. Способ измерения скорости движения жидкости по стволу скважины. Авт. свид. № 133012. – “Бюллетень изобретений”. -1960. – №21.
98. Сушилин В. А. Методы и техника глубинных исследований в скважинах. М.: Изд-во “Недра”. – 1964. – 109с.
99. Теленков В. М., Хаматдинов Р. Т. Геофизические исследования при контроле разработки нефтяных залежей // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2006. – Вып. 2-4 (143-145).
100. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. Руководящий документ РД 153-39.0-072-01. Москва: – 2001. – 263с.
101. Томпсон Р. Грей Ж. Усовершенствованная расчётная модель турбинного расходомера. – “Экспресс информация”, сер. контрольно-измерительная техника. – 1970. – №30. – 10-29с.
102. Третьяков Л. И. Методика ГИС для определения расходных параметров малодебитных нефтяных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 1998. – Вып. 40.
103. Улыбашев Н. Т. Пакерующее устройство глубинных приборов. -“Машины и нефтяное оборудование”. – 1974. – №11. – 28-31с.
104. Утопленников В. К., Самигуллин Х. К. Разработка высокочувствительного комплексного дебитомера ТМД-42 для исследования действующих горизонтальных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд-во. АИС. – 2000. – Вып. 64.
105. Фахреев И. А. Исследование характеристик глубинных расходомеров и дебитомеров турбинного типа. – “НТС”, сер. машины и оборудование. – 1964. – №9. – 24-28с.
106. Фахреев И. А., Абдулин Ф. С. Глубинные дебитомеры УфНИИ. НТС “Нефтепромысловое дело”. – №9, М.: ВНИИОЭНГ. – 1962.
107. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра. -1965. – 238 с.
108. Чёрный В. Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер. – В кн.: Прикладная геофизика. – Вып. 46. М.: Изд-во “Недра”. – 1965.
109. Jard J. Characterises and uses of turbine flovmeter. ICA Jornal. vol. 6, № 5, 1970, p. 54-59.
110. Meniuer D, Tixier M. P., Bonnet J. L. The production combination tool – a new system for production monitoring . Jour. of petroleum techology. May 1971, p. 603-613.
111. Schlumberger production loginterpretation. schlumberger Ltd, 1970, p.
148.
112. Schlumberger production loginterpretation. schlumberger Ltd, New York, 1973, p. 92.
113. Van Poolan H. Haw to analyze flowing well-test date with constant pressure at the well bore. The oil and gas jour. January15,1967, p. 98-101.
114. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Изучение радиального градиента температуры в потоке закачиваемой воды в нагнетательной скважине / В.Ф. Назаров, В.К.Мухутдинов // «Актуальные проблемы в современной науке и пути их решения»: сб-к XXI Международная научно-практическая конференция. Москва 29-30 января 2021. Ч 2. №1 (22). С. 82-86.
115. Назаров В.Ф., Мухутдинов В.К. Изучение распределения температуры в потоке закачиваемой воды в нагнетательной скважине при нарушенной герметичности обсадной колонны выше башмака НКТ / В.Ф. Назаров, В.К.Мухутдинов // «Примеры фундаментальных и прикладных исследований», сб-к XXIII Международная научно-практическая конференция. Новосибирск 12-13 февраля 2021. №1 (22). С. 59-65.
Расходомеры
Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров (Рис. 2) является резистор-датчик, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Резистор-датчик включен в мостовую схему, с помощью которой наблюдается изменение его сопротивления при постоянной величине нагревающего тока. По величине этого изменения можно судить о температуре датчика и скорости потока.
Рис. 2. Расходомер термокондуктивный.
1 – кабельная головка; 2 – резистор-датчик; 3 -защитный кожух; 4 – хвостовик
Термокондуктивный индикатор СТИ. Термокондуктивный индикатор СТИ предназначен для исследования нефтяных эксплуатационных и нагнетательных скважин через насосно-компрессорные трубы диаметром 50 мм и выше, а также через межтрубное пространство и рассчитан на работу в комплексе с каротажными станциями, оборудованными универсальными источниками питания УИП-К и каротажными регистраторами.
Принцип действия. Скважинный термокондуктивный индикатор притока СТИ работает по принципу термоанемометра: в нем установлен датчик (активное сопротивление), нагреваемый постоянным стабилизированным током до температуры большей температуры омывающей его среды.
Набегающий поток жидкости или газа охлаждает датчик и тем самым изменяет его активное сопротивление. В скважине величина теплоотдачи датчика зависит от скорости потока, теплофизических характеристик среды, тока питания. В скважине постоянного диаметра в однородной среде теплоотдача датчика зависит только от скорости потока.
Для среды с неоднородным распределением теплофизических характеристик (в обводненных нефтяных скважинах или с «застойной» водой) определяются только качественные показатели притока пласта.
Активное сопротивление датчика определяется по мостовой схеме, в измерительную диагональ которой включен регистратор. Измерительный мост расположен в наземном пульте, к которому подключено стабилизированное, питание от источника УИП-1, УИП-2 или УИП-К.
Скважинный прибор состоит из блока преобразователя температуры и притока, предназначенного для преобразования изменения скорости и температуры радиального потока в изменения сопротивлений преобразователя притока; сменных центраторов, для центрирования скважинного прибора в эксплуатационной колонне при спуске его через насосно-компрессорные трубы.
Технические характеристики термокондуктивных индикаторов притока различных типов приведены в табл. 1.
Таблица 1
Техническая характеристика термокондуктивных индикаторов притока типа СТИ
Показатель | Тип аппаратуры | |
СТИ-4 | СТД-2 | |
Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут: · по нефти, воде и двухфазным смесям · по газу | 1-300 ?1·106 | ?300 ?1·106 |
Минимальный диаметр обслуживаемыхскважин, мм | 30 | 50 |
Ток через датчик при измерениях, мА | 120 или 150 | |
Активное сопротивление датчика, Ом | 1000 50 | |
Скорость записи, м/ч | ?100 | |
Максимальная температура окружающей среды, °С | 80 | |
Максимальное гидростатическое давление, МПа | 30 | 40 |
Кабель: тип максимальная длина, м | КОБД-2 КОБД-2,4 3000 | |
Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм | 1865Ч25 | 900Ч36 |
Масса, кг | 4,6 | 2 |
Система измерения | Аналоговая | |
Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут: · по нефти, воде и двухфазным смесям · по газу | 2-600 (2·103)-(1·106) | 2-1000 ?1·106 |
Минимальный диаметр обслуживаемых скважин, мм | 30 | 50 |
Ток через датчик при измерениях, мА | 120 или 70 | 150 или 75 |
Активное сопротивление датчика, Ом | 1000±50 | |
Скорость записи, м/ч | ?100 | |
Максимальная температура окружающей среды, °С | 150 | |
Показатель | Тип аппаратуры | |
СТИ-8 | ПСК-1 (блок СТИ) | |
Максимальное гидростатическое давление, МПа | 60 | |
Кабель: · тип · максимальная длина, м | КП-2-180 КГЗ-67-180 5000 6000 | |
Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм | 1800Ч25 | 431Ч36 |
Масса, кг | 10 | 2 |
Система измерения | Аналоговая |
Термокондуктивная расходометрия
Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. В поток скважинной жидкости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Эта же спираль-термосопротивление является датчиком расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее ,активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивной расходометрии. Величина теплоотдачи термосопротивления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с постоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу термосопротивления влияет только средняя линейная скорость потока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида.
Наибольшее распространение в практике работ получили скважинные термоэлектрические дебитомеры-расходомеры типа СТД-2 и СТД-4
Прибор СТД-2 используется для исследования фонтанирующих и нагнетательных скважин, СТД-4 – скважин, эксплуатирующихся при помощи штанговых насосов. В приборах типа СТД изменение активного сопротив-ления датчика RД измеряется по мостовой схеме. Приборы типа СТД могут работать также в режиме термометра для измерения абсолютной температуры. В этом случае в электрическую схему прибора включается сопротивление, которое создает на чувствительном скважинном плече моста
Электрическая схема скважинная схема скважинного дебитомера – расходомерв типа СТД
силу тока в 10 – 12мА, поэтому термодатчик не разогревается. При работе прибора в режиме дебитомера (расходомера) это дополнительное сопро-тивление на токовой цепи выключается, и сила тока при этом становится равной 120 – 150мА. Приборы СТД-2 позволяет определять дебиты нефти, воды или двухфазных смесей в диапазоне от 1 – 3 до 300м³/сут. Скорость записи прибора в режиме дебитомера (расходомера) до 100м/ч, в режиме термометра – до 500 м/ч. Стабильность работы СТД в режиме дебитомера-расходомера обеспечивается при температуре окружающей среды до 80ºС, в режиме термометра – до 120ºС при давлении в обоих случаях до 4·107 Па.
Термокондуктивные расходомеры обладают более высокой, чем механические, чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток жидкости. Имеют высокую проходимость в скважинах благодаря отсутствию пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных расходомеров существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому практически терморасходограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида.
К достоинствам термокондуктивных дебитомеров относятся:
– Сравнительно высокая чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов позволяет фиксировать малые радиальные притоки в однокомпонентной среде.
– Отсутствие пакерующих устройств и движущихся механических элементов (турбинок), что обеспечивает надёжность эксплуатации термо-кондуктивных дебитомеров.
При контроле за разработкой нефтяных месторождений термокон-дуктивный дебитомер служит в основном лишь в качестве индикатора притока.
Данные термокондуктивной дебитометрии используются для реше-ния следующих задач:
– выделение интервалов притока или приёмистости, а также выяв-ления мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих скважин;
– выявление перетоков между перфорированными пластами при исследовании остановленных скважин.
Исследования для выделения интервалов притока или приёмистости в перфорированных пластах эксплуатационных и нагнетательных скважин проводятся в интервалах изучаемых пластов и прилегающих к ним перемычках. Записываются основная и контрольная диаграммы. Запись их осуществляется при подъёме прибора со скоростью 100-120м/ч.
Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой терморасходометрии выделяются снижением показаний 
от подошвы к кровле интервала работающего пласта (рис.4.14).
На этой диаграмме отмечены характерные участки:
1.участок ниже интервалов притока с величиной приращения температуры, характерной для неподвижной жидкости (для воды – ΔТов или нефти – ΔТон);
2.учаски притока, характеризующиеся резким уменьшением прира-
щения температуры;
Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой дебитомера типа СТД1-работающие участки пласта, 2-неработающие участки пласта, 3-профиль притока флюида, 4-вода, 5-нефть
Примеры дебитограмм, зарегистрированных механическим (а) и термокондуктивным (б) дебитомерами.
Дебитограммы: 1-интегральная, 2-дифференциальная
Если среда, заполняющая ствол скважины, многокомпонентная (нефть и вода), по данным резистивиметрии устанавливается водонефтяной раздел. На термодебитограмме ему обычно соответствует скачок температуры (положительное приращение температуры). На рисунке
приведены диаграммы термокондуктивного дебитомера в интервалах притока четырёх основных типов, характеризующихся следующими значениями ΔТ:
– ΔТ1 – под интервалом притока;
– ΔТ2 – в подошве;
– ΔТ3 – в кровле;
– ΔТ4 – над интервалом притока
Термокондуктивные расходомеры комплексируют с другими мето-дами оценки «притока – состава»рис 4.21.
. Для выявления перетоков между перфорированными пластами по стволу скважины измерения выполняют в остановленной скважине в процессе и после восстановления давления. Записывается основная и контрольная дебитограмма.
Пример комплексирования методов «приток-состава»
Дебитограммы:1-интегральная и дифференциальная, 11-влагомера, 1V-гамма-плотномера, V-резистивиметра, V1-кислородного нейтронно-активационного метода (КНАМ); интервалы, отдающие:1-нефть, 2-нефть с водой, 3-воду.
Лекция 30 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДА В СКВАЖИНЕ.
РЕЗИСТИВИМЕТРИЯ.
При эксплуатации объектов большой мощности часто встречаются с избирательным обводнением отдельных прослоев. В этих случаях интервалы поступления воды могут быть часто (при отсутствии заколонной циркуляции) обнаружены ов: влагомеры, солемеры, резистивиметры и плотностномеры. Интервалы обводнения этими способами устанавливают в работающих перфорированных пластах, где определить их нейтронными методами часто трудно, особенно в случае пресных вод. К оценке соотношения воды, нефти и газа в скважинном флюиде сводится решение других задач:
– определение нефтеводоразделов
– интервалов разгазирования
– мест поступления воды через дефекты в колонне
Влагомеры позволяют определять процентное содержание воды в флюиде, заполняющем ствол скважины. Их чувствительным элементом служит проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды (81) гораздо больше диэлектрической проницаемости нефти (2) и газа (близко к 1), ёмкость конденсатора растёт с ростом содержания воды в продукции скважины. Пример диаграммы, полученной с влагомером на рис. 129,а (кривая 11). Искажения диаграмм влагомеров обусловлены чаще всего наличием водяного столба на забое скважины. Если обводняющийся пласт находится выше малодебитных пластов, отдающих чистую нефть с водой, против них образуется столб воды с гораздо большим содержанием воды, чем в продукции, отдаваемой пластами, залегающими в этом интервале. Некоторое искажение показаний происходит также при отсутствии пакера или недостаточно полной пакеровке, поскольку жидкость, движущаяся по центру скважины, часто не 
Рисунок 4.17 Исследование эксплуатационных скважин дебитомерами в комплексе с влагомером (а) и гамма-плотномером (б).
1,V – дебитограммы: А – интегральная, Б – дифференциальная; диаграммы: 11-влагомера, 111-гамма-плотномера, 1V- резистивиметра, V1- метода наведённой активности кислорода; интервалы, отдающие: 1-нефть, 2-нефть с водой, 3-воду.
совпадает по составу с жидкостью у стенки колонны.
Так как кислорода в углеводородах нефти и природного газа очень мало, по его концентрации в продукции скважин можно судить о содержании в ней воды. Количество кислорода в флюиде определяют методом активации кислорода нейтронами. Содержание кислорода в различных горных породах и цементном кольце меняется в очень узких пределах, поэтому активность образующегося при этом изотопа 16N характеризуется концентрацией кислорода в скважинном флюиде, возрастая с ростом влажности флюида.
О содержании воды в нефти или газе можно судить также по их плотности. Для измерения плотности используют в основном приборы двух типов:
– гамма-плотностномеры ГГП, основанные на измерении интенсивности γ-излучения, рассеянного флюидом или пршедшего через заданный объём флюида
– градиент-манометры, определяющие разность давлений в двух близких точках по оси скважины.
На дебитограмме (рис.4.17,а) выделяются четыре интервала с притоком. Из них три интервала отдают нефть, а четвёртый (1626-1628м) – воду. Высокая влажность на глубине свыше 1658м связана с накоплением воды в зумпфе. Приток чистой нефти из двух нижних интервалов надёжно устанавливается по практически нулевой влажности флюида против них (в работающей скважине).
На рис.4.17,б дебитограмма показывает наличие притоков жидкости в интервалах 1751-1756м и 1764-1768м. В нижней части последнего интервала плотность флюида (δ = 1,18 г/см³ ) практически совпадает с плотностью солёной воды. Эта часть разреза отдаёт воду, что хорошо видно также по увеличению наведённой активности кислорода на глубине 1768м. Прикровельная часть нижнего интервала отдаёт воду с нефтью, что приводит к некоторому росту показаний плотностномера; на глубине 1764м показания соответствуют плотности 1,11г/см³, промежуточной для нефти и пластовой воды.
Интервал 1751 – 1756м отдаёт нефть, благодаря чему показания плотностномера растут до значений, соответствующих плотности 0,9г/см³, а показания метода наведённой активности резко уменьшаются. На диаграмме резистивиметра видно изменение фазового состояния флюида на глубине 1756м. На глубине свыше 1756м его проводимость имеет высокие значения в связи с нахождением нефти в виде изолированных капель в воде. Выше глубины 1756м, наоборот, жидкость в скважине представляет собой нефть с каплями воды, поэтому имеет высокое сопротивление.
Очень низкие показания плотностномера на глубине свыше 1774м (δ = 1,5г/см³) обусловлены наличием осадка на забое скважины.
Для количественной, а иногда и качественной оценки обводнения продукции данного пласта данных плотностномера или влагомера недостаточно. В этом случае названные методы надо комплексировать с дебитометрией.
Такое комплексирование позволяет определять отдельно объёмы Qв воды и Qн нефти, отдаваемые каждым интервалом. Пусть В1 и В2 – доля воды в скважинном флюиде в подошве и кровле исследуемого интервала, а Q1 и Q2 – суммарный дебит скважины на тех же глубинах. Пусть В – доля воды в продукции исследуемого интервала.
Тогда соотношения для балансов нефти и воды позволяют получить уравнение
Q2B2 = Q1B1 B (Q2-Q1) (4.13)
Отсюда доля воды в продукции данного интервала
Q2B2 – Q1B1
В = ——————
Q2 – Q1
Объём воды, отдаваемой им
QB = B(Q2 – Q1) = Q2B2 – Q1B1, а объём нефти
QH = (1 – B)(Q2 – Q1) = (Q2 – Q1) – QB
Вопросы для контроля:
1. По диаграммам каких методов ГИС можно определить состав притока?
2. Какие ещё задачи мы можем решить с помощью этих методов?
3. Почему необходимо комплексирование методов?
С помощью резистивиметрии решаются те же задачи, которые решает влагометрия. Однако при использовании поверхностно активных веществ в скважине образуется пена которая вносит в показания влагомера существенные изменения. В этом случае метод резистивиметрии эффективнее. Резистивиметрия является основным методом для различения двух типов смеси в скважине – гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Это обусловлено существенным различием электрических свойств этих смесей. Гидрофильная смесь имеет удельное сопротивление (проводимость) близкое к воде, гидрофобная смесь – близкое к нефти. Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины воду, газ и их смеси.
Индукционная резистивиметрия при исследовании действующих эксплуатационных скважин применяется для решения следующих задач:
1. определения местоположения ВНР в скважине (границ перехода смеси из гидрофильной в гидрофобную);
2. установления структуры потока гидрофильной смеси с различным содержанием нефти;
3. выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с различной степенью минерализации.
Достоинство индукционной резистивиметрии – возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализации воды.
Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважиныиспользуются резистивиметры двух типов — индукционный и одноэлектродный на постоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет собой две тороидальные катушки, одна из которых является генераторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 Кгц, а другая — измерительная. Вихревые токи циркулируют в вертикальных плоскостях, пронизывающих внутренний и внешний объемы жидкости, омывающей датчик. Величина регистрируемого удельного электрического сопротивления зависит от состава смеси в скважине.
Схема датчика индукционного резистивиметра
1-экран, 2 и 4-катушки, 3-изоляционное покрытие. Rв –сопротивление объёмного витка жидкости.
Границы однородных сред с различной удельной проводимостью фиксируются резко различными показаниями прибора. На границе неподвижной высокоминерализованной воды Sв2 с водой меньшей минерализации Sв1 отмечается переходная зона значений удельной проводимости, образующаяся в результате диффузионных процессов на границе двух растворов с различной проводимостью и механического перемешивания этих растворов при спуско-подъёмных операциях. Наличие переходной зоны в зумпфе может служить дополнительным критерием при оценке герметичности забоя. При входе датчика в осадок удельная проводимость уменьшается в связи с увеличением плотности среды и наличием непроводящих велючений.
Исследования считаются качественными, если показания индукционного резистивиметра на ВНР и в зумпфе, заполненном водой, коррелируются с данными других методов изучения состава смеси, а также с данными термодебитомера.
При записи в гидрофильной смеси (эмульсия типа «нефть в воде») диаграмма изрезана хаотическими флуктуациями в виде частых выбросов в сторону уменьшения проводимости относительно основной величины, определяемой удельной проводимостью воды Sв (б).
Диаграмма резистивиметра позволяет разделить два режима течения нефти в гидрофильной смеси:
– капельный
– четочный.
В отличии от капельного режима течения нефти, характеризующегося относительно небольшой величиной флуктуаций, четочный режим характеризуется резкими изменениями показаний (в виде пачек) от значений удельной проводимости воды до нуля Sн.
При записи в гидрофобной смеси (эмульсия типа «вода в нефти») на диаграмме отмечаются преимущественно нулевые значения удельной проводимости, на фоне которых могут возникать случайные увеличения значений проводимости среды (в).
В области переходного течения (от гидрофильной к гидрофобной смеси) диаграмма имеет вид изрезанной кривой со средним значением удельной проводимости, промежуточным между проводимостью нефти и воды (г).
На диаграммах индукционного резистивиметра находят отражение:
1. приток воды в гидрофильную смесь с минерализацией, отличающейся от минерализации воды в колонне;
2. притоки воды или нефти, вызывающие изменение типа смеси в колонне (переход гидрофильной смеси к гидрофобной, и наоборот);
3. притоки в гидрофильную смесь, изменяющие структуру потока (переход от течения гомогенной жидкости к течению смеси «нефть-вода», от капельного режима движения нефти к четочному и т.д.);
Типовые формы диаграмм индукционного резистивиметра.
Sв,Sн – электропроводность воды и нефти.
4. струйные притоки воды в гидрофобную смесь и струйные притоки нефти в гидрофильную смесь.
Пример использования данных индукционной резистивиметрии приведён на рисунке.
Одноэлектродный резистивиметр на постоянном токе в действующих нефтяных скважинах используются лишь для установления типа движущейся в скважине смеси : гидрофильная или гидрофобная.
Пример комплексного использования данных индукционной резистивиметрии и других ПГМ для выявления интервалов поступления воды (2) и нефти (1) в скважину.
Резкое различие удельных сопротивлений смесей этих двух типов позволяет проводить качественные измерения без тарировки прибора и определения истинных величин удельных сопротивлений. Место притока пластовых вод в скважину отмечается, на кривой резистивиметрии, изменением величины сопротивления. Достоинством метода является простота схемы измерений позволяющая комплексировать токовый резистивиметр в одном приборе с другими датчиками для исследования действующих скважин.
Определение меси притока в скважину пластовых вод.
1—4 —кривые сопротивления жидкости, замеренные в разное время с увеличением притока
Лекция 31 ГАММА-ГАММА-ПЛОТНОМЕТРИЯ И ВЛАГОМЕТРИЯ
Гамма-гамма плотнометрия. Методика исследования. Модификации скважинных приборов. Решаемые задачи. Интерпретация результатов Поток в стволе скважины, как правило, неоднороден и представляет собой смесь, компоненты которой отличаются друг от друга физическими свойствами:
– плотностью
– диэлектрической проницаемостью
– удельным электрическим сопротивлением или проводимостью
и т.д.
Методы для изучения состава смеси в стволе скважины могут быть классифицированы следующим образом:
1. объёмные, определяющие среднюю по сечению колонны величину исследуемого физического свойства смеси
– гамма-гамма-плотнометрия по рассеянному излучению
– градиент-манометрия
2. локальные, оценивающие значение исследуемого физического параметра смеси в месте нахождения в скважине датчика прибора
– гамма-гамма-плотнометрия по просвечиванию
– диэлектрическая влагометрия
и т.д.
3. инверсионные, фиксирующие изменения структуры смеси
– резистивиметрия.
В настоящее время наиболее широко используются : гамма-гамма-плотнометрия, диэлектрическая влагометрия и резистивиметрия.
4.4.2 Методика исследования. Модификации скважинных приборов. Решаемые запдачи. Интерпретация результатов.
Из методов для изучения состава смеси плотнометрия является наиболее предпочтительным и используется для решения следующих вопросов контроля эксплуатации площади:
а) с другими промыслово-геофизическими методами – выявление интервалов и источников обводнения
б) в комплексе с методами дебитометрии и термометрии – выявление интервалов притока в скважину воды и газа при оценке эксплуатационных характеристик пласта
в) при изучении технического состояния скважины – исследование состояния забоя скважины и др.
Плотнометрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма -метода в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении энергии излучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу — величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плотностную характеристику среды.
Разработаны два способа определения плотности флюида по изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения,— ГГК-П и по рассеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью – ГГК-Р.
Модификация ГГК-П позволяет изучать плотность смеси между источником и детектором, а с помощью ГГК-Р получают среднюю плотность смеси по всему сечению колонны Зонд прибора ГГК-П содержит источник гамма-излучения и расположенный от него на расстоянии 0,3—0,4 м индикатор гамма-лучей, прошедших через слой исследуемой жидкости. Зонд помещен в свинцовые экраны с коллимационными отверстиями, находящимися на одной оси и направленными навстречу друг другу. Пространство между коллимационными отверстиями свободно промывается исследуемой жидкостью. Интенсивность источника выбрана такой, чтобы свести к минимуму влияние стенок скважины. В качестве источника мягкого гамма-излучения применяется тулий-170 с энергией 341,6 *10-16Дж, Скорость записи кривой прибором ГГК-П составляет 5—100 м/ч.
. 
Схема конструкции зондовой части гамма-плотномера
а – для ГГП-П; б- для ГГП-Р; 1-датчик, 2-экран на датчике, 3-фонарь, 4-источник гамма-квантов, 5-экран на источнике; стрелками показано направление распространения гамма-квантов.
Эталонировочный график
Значения интенсивности рассеянного гамма-излучения, зарегистрированное плотномером, с помощью эталонировочных графиков переводятся в значения плотности. Эталонирование плотномеров выполняется в пресной воде или другой жидкости с плотностью близкой к 1г/см3. Между интенсивностью гамма-излучения и плотностью изучаемой среды существует обратная связь. Следовательно, на кривых плотнограммы переход от воды к газу отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма-излучения. Кажущееся содержание воды Св и нефти Сн в продукции скважины определяется соотношением:
Градуировочные зависимости показаний гамма-плотномера от плотности среды а – в – приборы ГГП-1М, ГГП-2, ГГП-3
ρсм-ρн
Св=——– ·100; Сн = ( 100 – Св) или с помощью (4.4)
ρв-ρн номограммы
§
Диэлектрическая проницаемость является одной из основных электрических характеристик флюида в стволе скважины и показывает во сколько раз уменьшается взаимодействие единичных зарядов в данной среде по отношению к вакууму. На практике чаще используют относительное значение диэлектрической проницаемости, которое всегда превышает единицу. Относительная диэлектрическая проницаемость
воды = 55-80,
нефти = 2,5-4
газа = 1
Метод влагометрии основан на изменении емкости конденсатора при изменении диэлектрической проницаемости вещества между его обкладками. То есть жидкость протекая между обкладками конденсатора влияет на частоту колебаний RC или LC-генератора, в колебательный контур которого он включен.
Существуют две разновидности влагомеров, имеющие различные методические возможности:
– пакерные
– беспакерные
Схематические конструкции пакерных (а) и беспакерных (б) влагомеров.
1-измерительный преобразователь,2-центральная обкладка датчика, 3-труба измерительная – наружная обкладка, 4-пакер, 5-обсадная колонна. Стрелками показано направление движения смеси.
В беспакерном приборе через датчик проходит только часть смеси, движущейся по колонне. Показания прибора зависят от распределения степени обводнённости продукции по сечению колонны и условий обтекания датчика прибора компонентами смеси. Эти влагомеры используются в основном для определения содержания воды в гидрофобной смеси (вода в нефти) – выше ВНР в скважине.
В пакерном влагомере через датчик пропускается вся движущаяся по колонне смесь нефти с водой. Это позволяет фиксировать притоки нефти в гидрофильную смесь (эмульсия типа «нефть в воде»)
На влагограмме можно установить границу нефти и воды или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной. Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью до 
. При оформлении результатов исследований на диаграмму вместе со шкалой показаний влагомера наносят шкалу процентного содержания воды (в %), используя градуировочный график.
Рисунок 4.26 Пример градуировочной зависимости влагомера
Где :
f* – относительный разностный параметр метода
fн – проницаемость чистой нефти
fв – проницаемость чистой воды
f – проницаемость водонефтяной смеси с различным содержанием воды Св f – fн
f* = ——- (4.5)
fв – fн
Все результаты измерений влагомерами (эталонировочные и скважинные) с помощью температурной характеристики прибора приводятся к температуре 200. Опорные значения fн fв устанавливаются непосредственно по материалам скважинных исследований.
Перед гамма-плотнометрией влагометрия имеет ряд преимуществ:
1. повышенная чувствительность к изменению содержания воды в гидрофобной смеси
2. безопасность работы (благодаря отсутствию источников радиоактивного излучения).
Но на показания прибора влияют:
-структура смеси
-дисперсность смеси.
Измерения влагомерами включены в полный комплекс исследований эксплуатационных скважин и используются при решении основных задач контроля разработки нефтяных месторождений:
– при исследовании процесса вытеснения нефти влагометрия в комп-лексе с другими ПГИ служит для выделения интервалов обводнения, а также интервалов замещения нефти газом в перфорированных пластах.
– при исследовании эксплуатационных характеристик пласта влаго-метрия в комплексе с дебитометрией применяется для выявления интервалов притока в скважину нефти, воды и газа.
– влагометрия может применяться и для решения многих задач, связанных с выбором оптимального режима работы скважины и технологического оборудования.
Исследования предусматривают запись непрерывных диаграмм, а также измерения на точках при использовании пакерного прибора. Непрерывная запись производится с закрытым пакером при спуске прибора. Точечные измерения влагомером выполняют в тех же точках, что и измерения дебитомером, включая участки резких изменений показаний влагомера на непрерывных диаграммах, не выделяемые по данным механического дебитомера. Измерения на точках выполняются с полностью открытым пакером. Перемещение с точки на точку осуществляется при подъёме прибора,для чего пакер прикрывается. В процессе передвижения записывается непрерывная диаграмма, которая служит основным документом для определения глубины положения точечных измерений. На каждой точке проводится не менее трёх измерений.
Исследование эксплуатационных скважин дебитомерами в комплексе с влагомером (а) и гамма-плотностномером (б).
1,V-дебитограммы: А-интегральная, Б-дифференциальная; диаграммы: 11-влагомера, 111-гамма-плотностномера, 1V-резистивиметра, V1-метода наведённой активности кислорода; интервалы отдающие: 1-нефть, 2-нефть с водой, 3-воду.
Лекция 32 ПРОСТРЕЛОЧНО-ВЗРЫВНЫЕ РАБОТЫ (ПВР) В СКВАЖИНЕ
§
Для обеспечения нормального движения жидкости (газа) из пласта в скважину необходимо создать канал (трещину), проходящий через стенку колонны, цементное кольцо (для оценки его толщины следует привлекать данные кавернометрирования) и слой загрязненной при бурении породы, иначе – перфорировать скважину. Канал по возможности должен быть широким, глубоким и не засоренным. Засоряется канал оставленными в нем остатками заряда, затянутыми в него частицами из глинистого раствора, а также шламом, способными образовать пробку, если давление в стволе больше пластового. Желательно создать трещины вокруг каналов, особенно в глинизированных пластах, характеризующихся мелкослоистой структурой.
Перфорация должна гарантировать сохранность колонны и цементного кольца, быть безопасной для выполняющего ее персонала, дешевой и производительной. В трещиноватых коллекторах, где при расчете движения жидкости из пласта в ствол необходимо учитывать, что часть ее идет по трещинам с существенно меньшим сопротивлением, чем в породе, соединение перфорационного канала с трещиной, равно как и преодоление им загрязненной зоны пласта (для всех случаев), может сильно увеличить дебит. Чем глубже каналы и больше их диаметр, тем выше качество вскрытия пласта. В нормальных условиях глубина каналов – не менее 70-100 мм при плотности перфорации 10-15 отверстий на 1 м, в плотных, малопроницаемых коллекторах – примерно 150-200 мм при плотности перфорации 15-20 отверстий на 1 м.
В настоящее время при вскрытии пласта применяют кумулятивную, пулевую, снарядную, реже пескоструйную перфорацию и очень редко (преимущественно в осложненных условиях) используют фугасное торпедирование. Перфорация является основным видом взрывных работ в скважинах. При пулевой перфорации отверстие пробивается пулей, выстреливаемой из стреляющих устройств – пулевых перфораторов разного типа, при снарядной перфорации – своеобразным «бронебойным» снарядом, взрывающимся после проникновения в породу, при кумулятивной перфорации – кумулятивной струёй, возникающей при срабатывании заряда перфораторов. При пескоструйной перфорации отверстия (точнее полости) в породе образуются вследствие абразивного действия струи, содержащей песок, взвешенный в жидкости, которая истекает из сопел под давлением в направлении стенки скважины. Она дороже, сложна, но в некоторых условиях именно с ней при вскрытии пласта были получены наиболее хорошие результаты. На глубине более, 4 км ее применение затруднено из-за трудности транспортирования взвеси песка с дневной поверхности.
Следует отметить, что гидропескоструйная перфорация позволяет вскрывать пласт при герметизированном устье и в очень плотных (более 2,0 г/см) растворах, когда не обеспечивается проходимость обычных перфораторов.
Пулевые перфораторы (рис. 3.11) применяются преимущественно в малопрочных породах (пески и слабосцементированные песчаники); в этом случае глубина перфорации имеет второстепенное значение, поскольку пласт обладает хорошей проницаемостью. Делятся они на залповые – с одновременным и селективные – с поочередным выстреливанием пуль. Стволы расположены перпендикулярно стенкам скважины. Различаются перфораторы по размерам корпуса, соответственно применяются в колоннах разных диаметров. Схема перфоратора приведена на рис. 3.11.
Рис. 3.11 Схема пулевого перфоратора
1 – камера, 2 – пороховой заряд; 3 – пуля; 4 – ствол
Пробивное действие пули определяется скоростью, которую она приобретает под действием пороховых газов.
Длина давление в зарядной камере должно быть возможно большим в течение всего времени движения пули, поскольку в перфораторах этого типа нельзя увеличить длину ствола. Последнее достигается применением камор большого объема и прессованных до высокой плотности порохов. Разгар стволов перфораторов, наблюдаемый при эксплуатации, снижает пробивную способность пуль. При движении в жидкости в колоннах большого диаметра пули отклоняются от оси полета (нет вращения) и при ударе о стенку могут рикошетировать. Пулевая перфорация – наиболее дешевый вид перфорации, но применяется ограниченно из-за невысокой пробивной способности пуль.
Рис. 3.12 Схема вертикально направленного перфоратора ПНВ.
1 – камера; 2 – пороховой заряд; 3 – ствол; 4 – пуля
В последние годы успешно применяется специфический пулевой вертикально направленный перфоратор ПВН (рис. 3.12). Он также имеет камеры 1, где размещается пороховой заряд 2, стволы 3 с пулями 4, но в отличие от обычных пулевых перфораторов стволы у него направлены по оси скважины и в конце искривляются, позволяя пуле диаметром 20 мм, массой 80 г входить в пласт. Благодаря тому, что пуля имеет возможность разгоняться на большом участке пути (ствол у ПВН в несколько раз длиннее, чем у обычных пулевых перфораторов), к моменту ее выхода из ствола она приобретает значительную скорость и способна глубоко проникать в породу, особенно если последняя не очень прочная.
Вокруг отверстий, созданных пулями в пласте, всегда возникают трещины, особенно интенсивно вокруг канала, образованного пулями ПВН.
Перфоратор ПВН наиболее эффективен в сравнительно малопрочных глинизированных породах с невысокой проницаемостью. Были случаи, когда в этих условиях он оказался самым эффективным из всех применяемых перфораторов, что следует иметь в виду, выбирая метод вскрытия пласта. Как и у всех пулевых перфораторов, эффективность его заметно снижается с повышением гидростатического давления.
Целесообразность применения ПВН на очень больших глубинах проблематична. Торпедный перфоратор Колодяжного (ТПК) еще применяется в небольшом объеме в нашей стране. Отличается от пулевых тем, что вместо пули выстреливается своеобразный бронебойный снаряд калибра 22 мм. Его взрыватель срабатывает в породе в момент остановки снаряда за обсадной трубой, и взрыв позволяет получить небольшую каверну и трещины в породе. Какими-либо особыми преимуществами этот перфоратор не обладает.
Кумулятивные перфораторы – основной тип перфораторов для вскрытия пласта. Они основаны на направленном действии взрыва. Используемые в них заряды отличаются не только массой, но и конструкцией, а также границами применения.
Перфораторы можно разбить на две основные группы – бескорпусные и корпусные.
В бескорпусных перфораторах каждый заряд размещается в индивидуальной оболочке, выдерживающей внешнее давление (стеклянной, пластмассовой, из сплавов алюминия и др.) и разрушающейся при взрыве, что позволяет применять большие заряды, но снижает границы использования изделий по давлению и температуре. Перфораторы различаются по материалу корпусов, габаритами, системе крепления зарядов (на ленты или в гирлянды) и пределами применения по давлению и температуре. Они относительно дешевы, производительны: в отдельных случаях в скважину опускают по несколько сотен зарядов одновременно.
Поскольку заряды большие и число одновременно взрываемых зарядов значительно, а свободного объема, куда могли бы расширяться продукты взрыва (как, например, у корпусных перфораторов), практически нет, фугасное действие взрыва у бескорпусных перфораторов больше, чем у корпусных. При проведении работ в незацементированных колоннах, или на малых глубинах их применение может привести к повреждению труб. Бескорпусные перфораторы также делятся на две подгруппы – с разрушающимся и неразрушающимся (лента, проволока) каркасом, на которой крепятся заряды. Примером бескорпусного перфоратора с неразрушающимся (вернее, с извлекаемым на дневную поверхность) каркасом может служить перфоратор кумулятивный со стеклянными или ситалловыми оболочками ПКС (рис. 3.13).
Рис. 3.13 Схема перфоратора кумулятивного со стеклянными оболочками ПКС (а) и разрез заряда с оболочкой (б).
1 – лента; 2 – заряд
Корпусные кумулятивные перфораторы можно разбить на две подгруппы – многократного и однократного применения.
К первой подгруппе относятся перфораторы, которые используются многократно – после подъема из скважины и перезарядки. Схема типичного корпусного перфоратора ПК дана на рис. 3.14. В прочном полом корпусе из качественной стали размещаются заряды, подрываемые детонирующим шнуром. Ось заряда должна совпадать с осью отверстий в корпусе, перекрываемых специальными дисками. Плотность заряжения перфоратора 1/40. Живучесть в зависимости от типа 10-40 залпов, однако на малых глубинах они разрушаются быстрее. Износ проявляется в постепенном раздутии и разрушении корпуса, что в конечном итоге приводит к образованию в нем трещин. Применяются перфораторы с 10 и 20 зарядами. Корпусные кумулятивные перфораторы однократного использования ПКО и ПКОТ отличаются от ПК тем, что у них в качестве корпуса применяется труба, рассчитанная только на то, чтобы выдержать давление в зоне работы. Благодаря этому она при равном с ПК внешнем диаметре и большем, чем у ПК внутреннем диаметре позволяет разместить большие по величине заряды.
Рис. 3.14 Схема корпусного перфоратора ПК
1 – корпус; 2 – наряд; 3 – детонирующий шнур; 4 – отверстия
В перфораторах ПКОТ, рассчитанных для условий больших глубин, трубу дополнительно упрочняют, вставляя с небольшим зазором опорную трубу, которая используется также для крепления зарядов. Перфораторы ПКО и ПКОТ, несмотря на некоторые недостатки, наиболее целесообразно применять в скважинах со сложными условиями вскрытия пластов и на больших глубинах. На малых глубинах (при давлениях 50-150 кгс/см2) чрезмерно сильная деформация трубы корпуса перфоратора ПКО может привести к аварии.
Как уже отмечалось, в случае перепада давления, вызывающего движение жидкости из скважины в пласт, канал, созданный при перфорации, может быть засорен частицами, находящимися в растворе. К прострелу в тяжелых растворах, всегда чреватому засорением отверстий, прибегают при высоком пластовом давлении и наличии опасности неуправляемого фонтанирования скважины. Естественно, что с точки зрения повышения качества вскрытия желательно проводить его в условиях, когда сразу после образования отверстия начнется движение жидкости (газа) в скважину, причем в среде (нефть, вода), исключающей засорение пласта.
Рис. 3.15 Схема взрывного устройства перфоратора ПНК, спускаемого на насосно-компрессорных трубах
Последнее возможно, если устье скважины герметизировано и она подготовлена к эксплуатации. Для осуществления подобной перфорации может быть успешно использован одноразовый кумулятивный перфоратор ПНК-89, спускаемый на насосно-компрессорных трубах, хотя в принципе можно применить и другие перфораторы. Перфоратор типа ПНК удобен и для работ в скважинах, имеющих большой наклон. Инициирование в нем осуществляется при помощи шарика, сбрасываемого в трубы, в ток прокачиваемой жидкости. В момент прохождения шариком взрывного устройства (рис. 3.15) давление, действующее на шар 1, срезает предохранительный шплинт 2 и в конечном итоге вызывает движение ударника 3 и накол им капсюля детонатора накольного действия 4, взрыв которого возбуждает взрыв детонирующего шнура 5 и от него – взрыв зарядов ПНК. Инициирующее устройство применяется и в перфораторах ПКО. Поскольку устье герметизировано, то без каких-либо дополнительных операций скважина может быть введена в эксплуатацию, так как нет необходимости извлекать перфоратор.
При герметизированном устье перфорацию можно также осуществить, спуская перфоратор на кабеле в скважину через лубрикатор. Выполнение операции лимитируется наличием лубрикатора и его техническими характеристиками.
Кроме перфораторов для вскрытия пласта существует кумулятивный перфоратор для цементирования колонны ПК 103-10×4. При выстреле на небольшом участке он пробивает 40 отверстий (по четыре сдвинутых на 90° относительно друг друга в каждой из 10 горизонтальных плоскостей), обеспечивающих равномерное схватывание цементом трубы при выполнении изоляционных работ.
Пробивное действие кумулятивной струи зависит в первую очередь от размеров, конструкции и качества изготовления заряда. Поскольку форма заряда выбирается обычно на основании результатов серьезных исследований, то заряды перфораторов чаще всего имеют форму, близкую к оптимальной. Однако при их изготовлении возможны дефекты: неравномерная пропрессовка заряда, некачественное изготовление кумулятивной облицовки и другие, что может снизить их пробивное действие. На пробивное действие влияют и условия скважины, например, рессорных трубах температура, изменяющая плотность ВВ заряда, а при длительном нахождении способствующая его частичному разложению, и гидростатическое давление, уменьшающее диаметр пробиваемых отверстий.
Таблица 3.3
Характеристики перфораторов
§
Работы в скважинах на воду. Подземные воды – распространенное и одно из важнейших полезных ископаемых, разведка и добыча которого в массовых масштабах ведутся повсеместно. Скважины на воду имеют глубину от нескольких десятков до нескольких сотен метров, однако чате всего 40-250 м. К сожалению, как бурение, так и особенно эксплуатация скважин выполняются не всегда квалифицированно, в силу чего нередки случаи, когда они долго осваиваются и вступают в строй с заниженными дебитами, в предельных случаях оказываясь безводными. Снижение дебита может иметь место и в ходе эксплуатации, в первую очередь вследствие засорения фильтра осадками, выпадающими из жидкости, что, в частности, может быть связано с неправильными режимами отбора воды из пласта. Обеспечение нормальных дебитов скважин – большая народнохозяйственная задача и может быть прямо связано с производственной деятельностью геофизической партии. Заметим, что геофизики имеют большие возможности оперативно увеличить дебит скважины, не прибегая к сложным и дорогостоящим ремонтам их.
Несколько слов о конструкции скважин на воду. Когда водоносными являются пески, продуктивный пласт обычно перекрывается фильтром с проволочной или сетчатой поверхностью. Благодаря этому песчинки, выносимые водой из пласта, задерживаются в районе фильтра, обеспечивая нормальную эксплуатацию скважины. Но существует возможность засорения фильтрующей поверхности частицами глины, сбитыми с поверхности ствола скважины в процессе спуска фильтра или вынесенными из пласта при откачках, а также (в ходе эксплуатации) осадком, выпадающим из воды [СаСО3, МgСО3, Fе(ОН)3 и другие] в результате нарушения термодинамического равновесия в жидкости. Осадок по структуре напоминает накипь, отлагающуюся в виде корок на стенках кипятильников и других устройств, которые используются для нагрева воды, довольно трудно удаляемую со стенок. Он прочен, но хрупок и хорошо дробится при ударе. Что же касается засорения фильтра глинистыми частицами, то эта корка при хороших изолирующих свойствах обладает малой прочностью, хотя способна упрочняться со временем. Поскольку засорение может затрагивать и породу, примыкающую к фильтру, то разглинизация скважин часто усложняется. Чтобы не спутать естественный низкий дебит эксплуатируемой скважины с низким дебитом, определяемым засорением фильтра, нужно знать поведение скважины в ходе эксплуатации, гидрохимический состав вод, изменение статического уровня; желательно также располагать данными о поведении соседних скважин. Если снижение дебита шло параллельно с уменьшением статического уровня в скважине, то, естественно, правильней искать причину уменьшения дебита в истощении водоноса.
Для очистки фильтров скважин на воду хорошо использовать торпеду из детонирующего шнура, удаляя осадок, забивший поверхность фильтра и частично пласт и мешающий нормальному продвижению жидкости в скважину. Особенность работы заключается в том, что, разрушая и удаляя осадок, нужно во избежание аварии гарантировать сохранность всех элементов конструкции скважины. Наиболее слабым звеном фильтров обычно является сетка или проволока, прочность которых и определяет заряд торпеды (число ниток детонирующего шнура). При проволочном фильтре величина заряда зависит от диаметра проволоки, при сетчатом – от параметров сетки. Как правило, сетчатые фильтры менее прочны, и заряд ограничивают одним шнуром. Обычно он обеспечивает хорошее качество очистки фильтра и не требует усиления. Лишь в проволочных фильтрах с проволокой диаметром до 3 мм можно использовать заряд в 2 3 шнура. Следует иметь в виду, что повторное применение взрыва в одном и том же фильтре может легко привести к его разрушению: эффект действия двух взрывов близок к действию одного суммарного заряда.
Рис. 3.16 Схема действия взрыва при очистке фильтра водяной скважине
При выполнении операции заряд устанавливают по центру фильтра, используя простейшие центраторы, а узел инициирования поднимают на 0,5-1,0 м выше фильтра. Это делается для сохранения фильтра от повреждений. Вынос капсюля связан с тем, что на участке его расположения, хотя и небольшого по протяженности, заряд оказывается эквивалентным нескольким шнурам.
При взрыве в окружающей среде распространяется ударная волна с давлением во фронте в момент подхода к фильтру порядка 1000 кгс/см2. Ее резкий удар разбивает осадок. В начальный момент (рис. 3.16, точка А) продукты взрыва имеют очень высоко давление и стремятся расшириться. По мере расширения давления в них падает. На участке АВ, где давление выше гидростатического (пунктирная линия рс), расширение пузыря будет ускоряться и в точке В скорость достигнет максимума. По инерции расширение продолжится до тех пор, пока жидкость не израсходует весь полученный запас кинетической энергии. В момент остановки движения давление в пузыре будет характеризоваться точкой С и окажется ниже гидростатического. В течение всего этого времени (участок АС) жидкость, вытесняемая из ствола, интенсивно удаляется через фильтр, помогая уносу частиц с его поверхности. На участке СО происходит «схлопывание» продуктов взрыва, в конце которого давление в пузыре снова окажется выше давления в скважине. В этом интервале будет наблюдаться движение жидкости из затрубного пространства в ствол.
Рис. 3.17 Фотография фильтра до и после взрыва и зависимость дебита от времени для одной из скважин, торпедированных торпедой ТДШ
Фазы расширения и сжатия с затухающей амплитудой давлений повторяются несколько раз. Изменяющееся в ходе пульсации направление движения жидкости (оно показано стрелками на верхней части рисунка) расшатывает осадок на фильтре, способствуя его сбрасыванию в скважину и в затрубное пространство.
На рис. 3.17 приведена фотография заросшего осадком фильтра одной из скважин в Горьковской области. Скважина полностью восстановила дебит. Поскольку в скважинах фильтры были прочные (проволочные), а зарастание их осадками протекало быстро (за 2-3 года), в некоторых взрыв повторялся многократно.
В верхней части приведен график изменения дебита одной из скважин во времени. Увеличение дебита при взрывной очистке фильтров водозаборных скважин в среднем в 3-4 раза подтверждено на тысячах скважин. Вводились в эксплуатацию скважины, считавшиеся безводными. Довольно редкие неудачи были связаны с неправильным выбором объекта, неверной оценкой состояния фильтра (его механических характеристик) и неправильной технологией взрывных работ в скважинах. Несколько слов об очистке поверхности породы в нефтяных скважинах. Метод применяется сравнительно редко, в первую очередь в низко дебитных скважинах. Среднее увеличение дебита там, где эти работы эффективны, 25-40%.
Использование больших зарядов. Большие заряды используются главным образом для того, чтобы повлиять на проницаемость призабойной зоны путем создания трещин в породе вокруг ствола. Естественно, что чем больше удельный заряд торпеды (на 1 м длины ствола), тем на большую протяженность трещин (при прочих равных условиях) можно рассчитывать. Торпедирование можно разбить на следующие виды: 1) относительно небольшими зарядами, не требующими принятия специальных мер защиты скважины от действия ударных волн (к ним можно отнести торпедирование с целью вскрытия пласта); 2) большими фугасными зарядами (торпедами ТШБ); 3) внутрипластовые и 4) ядерные взрывы.
Остановимся на влиянии изменения проницаемости призабойной зоны при взрыве на дебит скважины. В идеальном пласте с достаточно большим радиусом контура питания удвоение дебита скважины диаметром 200 мм грубо потребует увеличения ее диаметра до 15 м, утроение – до 50-80. Конечно бурение таких скважин – бессмыслица. В трещиноватых породах зависимость носит иной характер, и увеличение дебита достигается легче. Однако всё вышесказанное относится к идеальному пласту. В процессе бурения порода вокруг ствола часто засоряется настолько, что проницаемость участка, прилегающего к стволу, сводится к минимуму и лимитирует движение нефти или газа. Хотя протяженность этого барьера измеряется обычно сантиметрами или десятками сантиметров, перерезание его каналом – отверстием, трещиной или просто удаление путем разрушения может изменить дебит скважины на порядки. Таким образом, перед взрывными методами воздействия на призабойную зону ставятся разные задачи, зависящие от условий, действующих в скважине.
Радиусы трещин rт и каверн rк при торпедировании зависят от величины взрываемого заряда, приходящегося на единицу длины ствола скважины, и энергии ВВ (радиусы трещины и каверны пропорциональны диаметру заряда), свойств породы и гидростатического давления. Торпедируют только в твердых породах, в рыхлых, с хорошей проницаемостью делать это практически бессмысленно.
Очень часто с торпедированием связывают большие надежды, основываясь, в частности, на опыте взрывных работ на дневной поверхности. Но, как показали исследования, на характер действия взрыва и в первую очередь на радиус зоны трещинообразования сильно влияет (в сторону ослабления) давление. Вот почему торпедирование водозаборных скважин (обычно неглубоких, с малым давлением), проводимое для увеличения дебита в том случае, когда водовмещающие породы твердые, почти всегда дает высокий эффект, поскольку образующиеся трещины имеют достаточную протяженность даже при взрывных относительно небольших зарядов. На глубинах в несколько километров нужный эффект часто не достигается. Чем глубже скважина, тем сложнее получить высокий технологический эффект от торпедирования с целью изменения проницаемости призабойной зоны.
Поскольку при взрыве в трубах в заполняющей их жидкости распространяется сильная ударная волна с малым коэффициентом затухания (труба – хороший волновод), заряд массой более 5 кг при торпедированиях, если используются мощные ВВ типа гексогена, следует применять с осторожностью. При использовании больших зарядов бывают случаи повреждения труб вдали от точки взрыва, если в ходе распространения волна встречает ослабленное место (например, корродированный или незацементированный участок трубы). В необсаженной скважине волна по стволу распространяется с большим затуханием, поскольку неровные стенки скважины создают своеобразный «глушитель», поэтому минимальный заряд в этом случае может быть взят большим.
Самостоятельное значение имеет применение торпед ТШБ в необсаженных, предпочтительно незаконченных бурением скважин, с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, представленного твердыми породами. Разрушение обсадной колонны делает при взрыве таких торпед практически невозможным последующую проработку интервала торпедирования, поэтому они и не применяются в обсаженных скважинах. Наличие бурового оборудования облегчает освоение скважин после взрыва.
Для торпедирования используют цилиндрические шашки из сплава тротил-гексоген 50/50 диаметром 126, 166, 206, 236 мм (оболочка 6 мм), длиной 250 и 500 мм с центральным отверстием, предназначенным для сборки заряда на кабель (трос). Часть шашек имеет второе отверстие большего диаметра для взрывателя замедленного действия, размещаемого в нем и снабженного часовым механизмом. Обычно в торпеде замедление устанавливаются на 3-4 сут, необходимое для спуска торпеды в скважину и установки над ней моста. Конструкция взрывателя обеспечивает двойное предохранение. Взрыватель способен сработать (ставится в боевое положение) только при давлении, превышающем 20 кгс/см2, и выводится из него при снижении давления. Длина торпеды ТШБ определяется мощностью пласта. Естественно, что для получения максимально большого радиуса трещин целесообразно применять заряды максимального диаметра.
Чтобы избежать повреждений ствола вне зоны взрыва, над торпедой ставят цементный мост, минимальная высотой не менее 25-30 м. Взрыв регистрируется сейсмоприемниками. После взрыва мост разбуривают, интервал прорабатывают, и после спуска и цементирования колонны пласт эксплуатируют открытым забоем. На рис. 3.18 дан общий вид торпеды, спущенной в скважину.
Некоторые элементы работы с торпедой ТШБ (например, система подрыва) являются общими и для других методов взрывных работ (например, при внутрипластовом взрыве).
Рис. 3.18 Схема установки торпеды ТШБ в скважине
1 – заряд; 2 – взрыватель; 3 – цементный мост
Торпедирование большими зарядами широко применялось в 50-х годах, сейчас используются ограниченно, оно вытеснено гидроразрывом. Однако в условиях, когда выполнение гидроразрыва по тем или иным причинам затруднено, такое торпедирование на умеренных глубинах оправданно, поскольку позволяет правильнее оценить продуктивность пласта. Так как работа эта достаточно сложная, для ее выполнения, по крайней мере, в первый раз, следует приглашать специалистов, имеющих практический опыт.
Лекция 33 КОМПЛЕКСНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИС.
Результаты комплексной интерпретации ГИС являются основным источником информации о разрезах нефтяных и газовых скважин. Комплексная интерпретация ГИС выполняется для решения следующих задач:
– расчленение разреза каждой скважины;
– составление литологической колонки с выделением различных литотипов, в том числе коллекторов;
– выделение в разрезе скважины коллекторов нефти и газа;
– определение положения начальных контактов – ВНК, ГВК, ГНК – в коллекторах с неоднородным насыщением;
– определение эффективной толщины;
– определение коэффициентов пористости;
– определение коэффициентов нефтегазонасыщения для выделенных продуктивных коллекторов с целью использования значений этих параметров при подсчёте запасов нефти и газа;
– определение коэффициентов проницаемости – для межзерновых терригенных коллекторов;
– корреляция разрезов скважин и составление на её основе важнейших построений, характерпизующих геологическое строение месторождения;
При проведении комплексной интерпретации ГИС в каждой скважине учитывается информация, получаемая:
– службой геолого-технологических исследований (ГТИ) в процессе бурения скважины;
– службой испытания пластов в открытом стволе и в колонне;
– лабораториями изучения образцов керна и состава пластовых флюидов.
При корреляции разрезов скважин, составленных по материалам ГИС, последние годы все шире используются данные детальной высокочастотной сейсморазведки и вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Комплексная интерпретация данных ГИС, сейсморазведки, ВСП с целью изучения межскважинного пространства и построения его трёхмерной модели положила начало новой науке – сейсмостратиграфии.
Геофизические исследования в скважинах служат для изучения геоло-гических разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, изучения технического состояния скважин и контроля процесса разработки нефтяных и газовых месторождений.
С помощью геофизического оборудования в скважинах проводят слож-ные работы, связанные с испытанием и вскрытием продуктивного пласта, от-бором грунтов и проб пластового флюида, ликвидацией аварий бурильного инструмента.
Для решения перечисленных задач ПГ располагает большим арсеналом геофизических методов, основанных на изучении электрических, магнитных, ядерных, упругих и других свойств горных пород.
Комплекс ГИС определяется целевым назначением скважин, особен-ностями геологического разреза, условиями бурения и характером ожидае-мой геологической информации.
Геофизические исследования в скважинах проводятся с помощью с по-мощью специальных установок, которые включают наземную и глубинную аппаратуру, соединённую между собой каналом связи – геофизическим ка-белем, а также спуско-подъёмный механизм, обеспечивающий перемещение глубинных приборов по стволу скважины. Эти установки называются ав-томатическими каротажными станциями.
Наземная аппаратура, включающая совокупность измерительной ап-паратуры, источников питания, контрольных приборов – скомпонована ввиде отдельных стендов, которые смонтированы в специальном кузове, установ-ленном на шасси автомобиля – называется лабораторией каротажной стан-ции.
Под скважинной геофизической аппаратурой понимают совокупность измерительных устройств, предназначенных для определения различных физических параметров в скважине. В большинстве случаев комплект скважинной аппаратуры включает в себя : датчик ( зонд ), передающую часть телеизмерительной системы, кабель и приёмную часть телеизмерительной системы на поверхности. Информация со скважинного прибора преобразу-ется на поверхности в геофизические диаграммы, отнесённые к глубине ин-тервала регистрации.
Конструктивные особенности того или иного прибора определяются физическими основами метода, скважинными условиями и технологией про-ведения работ.
Комплексные и комбинированные скважинные приборы с использова-нием многоканальных телеизмерительных систем позволяют за один спуско-подъём регистрировать одновременно несколько физических параметров.
Скважине приборы работают в условиях высоких давлений ( до 120 МПа ), температур ( до 250˚ С ) и химически агрессивной внешней среды ( растворы солей, нефть, газ и т.п. ). При перемещении по стволу скважины приборы испытывают механические воздействия.
Спуск и подъём скважинных приборов осуществляются с помощью подъёмника, кабеля, подвесного и направляющих роликов, устанавливаемых на устье скважины. В процессе геофизических исследований должны быть известны данные о глубине нахождения, скорости перемещения прибора по скважине и натяжении кабеля. Кроме того, необходимо чётко согласовать перемещение прибора по скважине с движением диаграммной бумаги, на которой регистрируются кривых геофизических параметров (при аналоговой записи) или значения ( при цифровой записи ). Существует аналоговая и цифровая регистрация.
Аналоговая – отображает численное изменение регистрируемой вели-чины в графическом виде и называется диаграммой.
Цифровая – отображает это же изменение физическими символами в виде цифрового и буквенного кода.
В каждой бурящейся скважине производят тщательное исследование вскрытого ею разреза, определение последовательности и глубины залегания пластов, их литологических свойств , нефтегазоносности и водоносности. Эти данные необходимы для выявления нефтяных и газовых пластов, изуче-ния геологического строения месторождения, оценки степени нефтегазона-сыщения и коллекторских свойств пород,рациональной разработки место-рождения, подсчёта запасов нефти и газа.
Такое изучение разреза возможно путём отбора керна, однако это при-водит к ограничению проходки и замедлению бурения.
Кроме того, керн не всегда удаётся извлечь из нужного интервала.
ГМИС заменяют частично или полностью отбор керна.
В зависимости от изучаемых физических свойств горных пород су-ществуют следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, тер-мический (термокаротаж), магнитный, акустический, газовый и др.
Процесс геофизического исследования и получения информации о разрезе скважины – это сложная цепь измерений и преобразований, состоящая из отдельных этапов.
Исходная информация – это комплекс параметров, определяющих геологические особенности породы. Знание этих свойств необходимо для построения разреза скважины. Особенностью этих свойств является то, что их нельзя измерить дистанционно, а необходимо получить образец горной породы, на котором они и будут определяться. Т.е. будут определяться:
– пористость;
– проницаемость;
– нефтегазоводонасыщенность;
– минеральный состав породы;
– данные о типе порового пространства, т.е. тип пористости и коэффициент пористости;
– доля объёма породы, представленного глиной, т.е. глинистость породы;
На измерении параметров этих свойств основаны геофизические методы. Эти свойства не составляют содержание геологического разреза, но они могут быть измерены дистанционно, т.е. с использованием геофизических датчиков опускаемых на кабеле в скважину, а именно:
– удельное электрическое сопротивление;
– электропроводность;
– диффузионно-адсорбционная активность пород и др.
Т.к. свойства пород установленные дистанционно не описывают разрез, то необходимо знать характер связи их со свойствами определяемыми на образцах горных пород. Виды этих связей исследуются в лабораторных условиях, чаще всего на керновом материале, что составляет сущность петрофизики.
Следует отметить, что в скважине с помощью ГИС исследуется неоднородная среда :
– порода прорезана скважиной, заполненной буровым раствором;
– свойства пластов на контакте со скважиной изменены;
– на измерения влияют соседние пласты и тип измерительной установки
поэтому значения получаемые с помощью ГИС в неоднородной среде называются кажущимися. Для получения связи между кажущимися и истинными характеристиками используют как аналитические решения, так и методы физического моделирования. В этом случае для заданных условий изучают величину кажущегося параметра и выясняют от каких факторов она зависит.
Способ регистрации также может внести некоторые искажения в исходный сигнал (например, инертность аппаратуры), поэтому необходимо знать условия записи данной диаграммы, а также систему поправок, связывающих результирующий и исходный сигналы.
Процесс интерпретации это обратное движение в данной схеме, т.е. переход от диаграмм или отклонений, записанных на диаграммах, к кажущимся параметрам путём введения аппаратурных поправок, результатов моделирования. Таким образом, чтобы изучить интерпретацию диаграмм всего комплекса геофизических методов, необходимо знать технику регистрации диаграмм, теорию методов и петрофизику.
На первых этапах процесса интерпретации осуществляется индивидуальна или геофизическаяя интерпретация, когда вводимые поправки индивидуальны для каждого метода ГИС. Этому процессу предшествует обязательная обработка полученной информации. Цель обработки как при ручной, так и при машинной интерпретации заключается в проверке качества полученных диаграмм (цифровых массивов); увязке данных диаграмм по глубинам; оформлении этих данных в виде пригодном для интерпретации; занесении в шапку диаграммы информации о скважинных условиях, параметрах бурового раствора, условиях регистрации диаграмм и т.д. Процесс интерпретации отдельных методов иногда охватывает не все этапы, если диаграмма, записанная в скважине, достаточно мало подвержена влиянию скважинных условий и вмещающих пласты пород. Процесс интерпретации не может остановиться на получении истинных значений физических свойств пород по данным ГИС, поскольку в этом случае разрез скважины не будет построен. Полный цикл интерпретации завершается только при условии проведения всех этапов обработки. В ряде случаев реализация полного цикла оказывается невозможной из-за недостаточной изученности теории методов вследствие отсутствия соответствующих петрофизических уравнений либо из-за небольшого числа геофизических измерений в скважинах (число независимых измерений должно соответствовать числу определяемых параметров). В таких случаях интерпретация остаётся лишь на уровне качественной или оказывается неоднозначной.
После индивидуальной наступает этап комплексной или геологической интерпретации, т.к. здесь комплекс геофизических параметров с помощью петрофизических уравнений переводится в геологические параметры. На этом этапе данные разных методов обрабатываются совместно. Часто интерпретация осуществляется не по полной схеме, а с использованием лишь кажущихся параметров. В этом случае геологические параметры не вычисляются, а даётся лишь качественное заключение о характере пласта (например: коллектор водоносный, глина, коллектор продуктивный и т.д.). такая интерпретация называется качественной интерпретацией. При количественной и качественной интерпретации процессы интерпретации осуществляются по отдельным скважинам. Результаты обработки и интерпретации комплекса диаграмм по каждой отдельной скважине используются затем для изучения геологического строения площади, условий залегания продуктивных пластов, подсчёта запасов полезного ископаемого. Этот этап называется обобщающей, или сводной интерпретацией.
Лекция 34 СТРУКТУРА ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ.
Лекция 35 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИС.
Скважины, подлежащие исследованиям, должны иметь подъездные (от магистральных дорог) и объездные (вокруг скважины) пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта.
В осенне-зимне-весенний период около скважины должна быть подготовлена площадка, удобная для установки на ней каротажного оборудования и монтажа устьевого оборудования для спуска приборов в скважину. Положение площадки относительно скважины должно быть таким, чтобы каротажный подъемник и лаборатория находились по возможности с ветреной стороны по отношению к устью скважины.
При проведении геофизических работ обязательно присутствие на скважине представителя заказчика, который несет ответственность за правильное выполнение технологических операций, связанных непосредственно с использованием скважинного оборудования.
§
Перед выездом партии на скважину начальник партии получает заявку заказчика, в которой указываются технические данные, место расположения скважины и время ее готовности, перечень и объем геофизических исследований. Согласно этой заявке партия готовится к выезду на скважину: проверяется исправность автомобилей, оборудования, приборов, инструментов, кабеля, тормозной системы подъемника и системы его управления и т. п., чтобы обеспечить проведение геофизических работ без аварий и несчастных случаев.
На скважине также необходимо провести подготовительные работы. Площадка у устья скважины, подъемные мостики и подходы к ним должны быть очищены от глинистого раствора и нефти, а посторонние предметы убраны. Перед скважиной со стороны мостков должна быть площадка для установки подъемника и лаборатории геофизической партии. Перед геофизическими исследованиями ствол скважины дополнительно прорабатывают с целью обеспечения беспрепятственного прохождения скважинных приборов до интервала измерения, а при производстве прострелочных и взрывных работ — до забоя или на глубину, превышающую интервал простреливания (торпедирования) на длину спускаемого перфоратора (торпеды), чтобы в случае оставления стреляющего аппарата в скважине он находился ниже интервала перфорации (торпедирования) и не мешал проводить работы в стволе скважины. На скважине следует установить штепсельную розетку с заземляющим контактом для подключения геофизического оборудования к силовой и осветительной сетям.
Начальник геофизической партии и представитель заказчика составляют акт проверки готовности скважины к геофизическим работам.
Акт подписывают буровой мастер, геолог, энергетик и начальник
геофизической партии.
После этого устанавливают подъемник против мостков так, чтобы машинист хорошо видел устье скважины и чтобы ось барабана лебедки была горизонтальна и перпендикулярна к устью. Под колеса подъемника подкладывают надежные упоры. Лабораторию обычно ставят параллельно подъемнику, оставляя между ними проход шириной не менее 1 м для обеспечения хорошей видимости и сигнализации между подъемником, лабораторией и устьем скважины, а также для того, чтобы выхлопные газы не проникали в кабину лебедчика и в лабораторию.
Установив подъемник и лабораторию, заземляют их шасси и металлические кузова путем подсоединения к заземляющему устройству электроустановки или к кондуктору скважины. После заземления подъемника и лаборатории начальник партии, инженер или техник в резиновых перчатках подсоединяет их к электрической сети. При отсутствии электрического щита подключение к промысловой электрической сети и отключение от нее производит только электромонтер промысла. Используется электрическая сеть напряжением не выше 380 В. Если электрическая энергия на скважине отсутствует, подъемник и лабораторию подключают к генераторной группе подъемника.
Одной из подготовительных операций геофизической партии на буровой является установка блок-баланса. Блок-баланс всегда располагают так, чтобы плоскость его ролика проходила через середину оси барабана лебедки и перпендикулярно к ней. Это облегчает правильную укладку кабеля на барабан лебедки и предотвращает его соскакивание с ролика при спуске-подъеме.
Измерения в работающих скважинах при наличии на их устье давления должны производиться через специальный сальник лубрикатора, обеспечивающий герметичность скважины во время проведения геофизических исследований. В этом случае пользуются блок-балансами специальных конструкций и буферными задвижками для скважин.
§
В газирующих скважинах или в скважинах, поглощающих промывочнуюжидкость, спуско-подъемные операции запрещаются. Перед спуском прибора в скважину начальник партии проверяет, чтобы стол ротора
был застопорен, а блок-баланс надежно закреплен.
Спуск и подъем скважинных приборов массой более 40 кг или длиной 2 м (независимо от массы) производятся с помощью буровой лебедки.
При спуско-подъемных операциях в скважине запрещается наклоняться над кабелем, переходить через него, а также браться за движущийся кабель руками, поправлять на нем метки. Для укладки кабеля следует пользоваться водильником (кабелеукладчиком).
При спуске кабеля в скважину на барабане лебедки должно оставаться не менее половины последнего ряда витков. За длиной кабеля, находящегося в скважине, следят по датчику глубин и, кроме того, по контрольным меткам, установленным на кабеле через определенные интервалы.
При подъеме скважинного прибора во избежание затаскивания его на ролик блок-баланса, движение кабеля, после появления над устьем скважины первой предупредительной метки, которая устанавливается на кабеле в 50 м от головки прибора, должно быть замедленным, а при появлении второй предупредительной метки, находящейся на расстоянии 3—5 м от прибора, подъем ведут при сброшенном газе двигателя подъемника или вручную. При использовании подвесных блок-балансов число случаев затаскивания приборов на блок-баланс резко сокращается.
В случае прихвата прибора в скважине и невозможности его освобождения надо стараться извлечь кабель целым, т. е. оборвать его около головки прибора. Для этого в местах присоединения скважинных приборов и грузов к кабелю делают ослабленное крепление, которое не должно превышать 2/3 разрывного усилия кабеля.
При ликвидации прихвата прибора с помощью подъемника работникам партии запрещается находиться между лебедкой и устьем скважины.
§
При проведении работ электрическими методами геофизическая станция должна быть надежно заземлена во избежание поражения персонала
электрическим током.
Соединительные провода, применяющиеся для сборки электрических схем, не должны иметь обнаженных жил, неисправную изоляцию, концы их должны быть снабжены изолирующими вилками, муфтами или колодками. Сборку и разборку электрических схем, ремонт проводов, а также проверку исправности цепей следует выполнять при выключенном источнике тока.
Проверку работы геофизической станции, находящейся под напряжением, и отыскание в ней неисправностей должны производить не менее двух исполнителей.
Скорость спуска глубинного прибора в скважине регулируется тормозной системой лебедки. Спуск часто затруднен из-за наличия глинистых пробок, уступов, каверн, а также из-за значительной кривизны скважины, загустения, большой плотности и вязкости промывочной жидкости, вследствие чего может быть допущен перепуск кабеля и возникновение узлов на нем. В связи с этим движение кабеля контролируют по кривым СП и КС.
При подъеме кабеля нужно быть особенно внимательным, так как возможны прихваты скважинного прибора, что отмечается по датчику натяжения кабеля и по возрастающей нагрузке на двигатель подъемника.
При выходе скважинного прибора из башмака и входе в него, подходе к забою и отрыве от него скорость движения кабеля не должна превышать 600 м/ч. Допустимая скорость подъема скважинного прибора на остальных участках — до 5000 м/ч.
§
Все работы, связанные с применением радиоактивных веществ в закрытом или открытом виде, проводятся с соблюдением «Санитарных правил работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих
излучений», а также инструкций, наставлений и нормативов.
Лица, направляемые на работу с радиоактивными веществами (РВ) и источниками ионизирующих излучений, предварительно проходят медицинское освидетельствование. Допускаются к работе только те, кто не имеет медицинских противопоказаний. В период работы они подвергаются периодическому медицинскому осмотру.
Все лица, работающие с радиоактивными веществами и ионизирующими источниками, должны быть обучены безопасным приемам работы, знать правила пользования санитарно-техническими устройствами и защитными приспособлениями, а также правила личной гигиены, т. е. должны сдать соответствующий техминимум.
Для того чтобы обезопасить обслуживающий персонал от вредного действия радиоактивных веществ, необходимо организовать правильное хранение их, перевозку и работу с ними на скважинах, а также не допускать загрязнения этими веществами рабочих мест.
Для предотвращения облучения надо соблюдать следующие правила:
-использовать источники излучения минимальной активности, необходимой для данного вида работ;
-выполнять операции с источниками излучений в течение
очень короткого времени;
-проводить работы на максимально возможном расстоянии от источника излучений, используя дистанционный инструмент;
-применять защитные средства в виде контейнеров, экранов и спецодежды;
-осуществлять радиометрический и дозиметрический контроль.
При радиометрических исследованиях скважин используются закрытые и открытые источники излучений. На базахпромыслово-геофизических контор радиоактивные вещества хранятся в специальных помещениях (хранилищах), оборудованных в соответствии с требованиями «Санитарных правил работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений». Хранилище имеет отделения для источников нейтронов, источников гамма-излучений, для жидких радиоактивных изотопов, а также для радиоактивных источников, непригодных для использования ввиду их малой активности.
Радиоактивные вещества хранят в переносных контейнерах, которые в зависимости от активности РВ находятся в специальных сейфах или колодцах. Ответственность за хранение радиоактивных веществ несет работник, назначенный приказом по предприятию. Он также принимает и выдает РВ начальникам партий с разрешения руководителя предприятия, что фиксируется в журнале учета и движения РВ.
Во всех случаях РВ транспортируются только в специальных контейнерах. Контейнеры жестко крепятся в задней части лаборатории или подъемника. Крышки контейнеров и кузова лаборатории или подъемника закрывают на замок. Ключи хранятся у начальника партии (отряда), который несет полную ответственность за сохранность РВ, полученных из хранилища.
При утере или разливе РВ начальник партии (отряда) немедленно сообщает об этом в милицию, органам санитарного надзора и руководству своего предприятия. О случившемся составляется акт.
Места нахождения источников радиоактивных излучений обозначаются специальным знаком (рисунок 29), у которого внутренний круг и три сектора в виде лепестков окрашены в красный цвет на желтом фоне самого знака. В нижней части знака имеется предупредительная надпись «Осторожно, радиоактивность!».
§
§
В скважину радиоактивные изотопы вводятся с помощью специальных манипуляторов и других приспособлений для разбивания ампул во избежание загрязнения оборудования и территории промысла, геофизического оборудования, а также исполнителей работ.
После работы, связанной с применением жидких радиоактивных изотопов, необходимо контролировать загрязненность радиоактивными веществами устья скважины, территории, прилегающей к скважине, контейнеров и другого оборудования геофизической партии, а также спецодежду, которая соприкасалась с радиоактивным раствором. Результаты измерений заносятся в специальный журнал и по ним составляется радиометрическая карта с указанием мощности дозы на каждом отдельном
объекте.
В случае обнаружения загрязнения радиоактивными изотопами составляют акт и план ликвидации загрязнения с участием представителей органов Госсаннадзора. Для дезактивации мест загрязнения применяют специальные моющие растворы.
При выполнении работ, связанных с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений, обслуживающий персонал подвергается радиометрическому контролю, который сводится к определению дозы нейтронного излучения и гамма-излучения. Дозу гамма-излучения, полученную каждым работником за рабочий день, замеряют с помощью карманных индивидуальных дозиметров или путем пересчета показаний радиометров, отградуированных в единицах мощности дозы Р. В последнем случае суммарную дозу Д находят как произведение мощности дозы на продолжительность облучения τ:
Д = Рτ. (11)
Дозу облучения тепловыми или быстрыми нейтронами (в нейтронах на квадратный сантиметр) на каждой отдельной операции можно определять с помощью радиометров и расчетным путем для быстрых нейтронов. В случае использования радиометров дозу облучения подсчитывают по приведенной выше формуле для дозы гамма-облучения, где Р – мощность дозы тепловых или быстрых нейтронов, отсчитанных по шкале радиометра в нейтр./(см2 · с), τ— продолжительность работы в секундах.
§
Работы со взрывчатыми материалами проводятся согласно «Единым правилам безопасности при взрывных работах» и соответствующим инструкциям и наставлениям по проведению прострелочных и взрывных работ в скважинах.
Работники партий, производящие прострелочные и взрывные работы в скважинах или зарядку, сборку и разрядку прострелочно-взрывных аппаратов, должны иметь «Единую книжку взрывника», удостоверяющую право на производство данных видов работ. Руководитель взрывных работ должен иметь законченное горнотехническое образование или окончить специальные курсы, дающие право ответственного руководства.
Взрывные и прострелочные аппараты перевозят в передвижных зарядных мастерских (лабораториях), перфораторных подъемниках и на специально оборудованных автомобилях. Запальные проводники стреляющего аппарата при транспортировке следует закоротить на его корпус. Кумулятивные перфораторы разрешается перевозить в снаряженном виде без взрывателей в специальных приспособлениях без защитной брони. Торпеды перевозят без средств взрывания в специальных приспособлениях с отделениями для каждой торпеды, обитых внутри войлоком, ветошью, листовой резиной и другими мягкими материалами. Взрывные аппараты при перевозке необходимо запирать на замок. Ключ должен находиться у лица, получившего аппараты.
В передвижных перфораторных лабораториях и подъемниках при транспортировке стреляющих аппаратов разрешается находиться только персоналу партии, причем размещаться непосредственно на транспортировочных устройствах запрещается,
Прострелочные и взрывные работы обычно проводятся в дневное время и только в исключительных случаях, вызванных обоснованной технологической необходимостью, — в ночное время при достаточном искусственном освещении.
В газирующих скважинах, поглощающих промывочную жидкость или изливающихся, прострелочные и взрывные работы производить запрещается.
При подготовке скважин к прострелочным и взрывным работам необходимо на ее устье установить задвижку, закрепленную на все болты, а штурвал вывести на расстояние 10 м от устья и оборудовать защитным ограждением. Эти предосторожности нужны на случай фонтанирования скважины. Если в лаборатории перфораторной станции предусматривается зарядка перфораторов, то ее размещают на расстоянии 15—20 м от подъемника и в 30 м от скважины с таким расчетом, чтобы в аварийном случае можно было в кратчайшее время отъехать от скважины на безопасное расстояние.
Для обозначения опасной зоны при перфорации и торпедировании скважины вокруг нее на расстоянии 50 м устанавливаются красные флажки.
Во время выполнения прострелочно-взрывных работ на скважинах необходимо строго соблюдать сигналы (предупредительный, боевой, отбой), установленные «Едиными правилами безопасности при взрывных работах». При подходе стреляющих аппаратов и взрывных устройств к забою и отрыве их от забоя скорость движения кабеля не должна превышать 600 м/ч. Скорость подъема грунтоносов не должна превышать 5000 м/ч. Отстрелянные перфораторы можно поднимать с любой скоростью. Скорость подъема отказавших стреляющих аппаратов— не более 3600 м/ч, а взрывных аппаратов — не более 1000 м/ч.
После подъема из скважины стреляющие и взрывные аппараты подвергаются визуальному осмотру. Отказавшие аппараты, представляющие опасность при разрядке, уничтожаются согласно требованиям «Единых правил безопасности при взрывных работах».
§
Санитарные и гигиенические мероприятия в производственных условиях способствуют поддержанию и улучшению физического, морального состояния трудящихся и существенно влияют на производительность труда.
В ночное время безопасное выполнение работ и передвижение людей должно обеспечиваться достаточным освещением буровой, площадки перед скважиной, лаборатории и лебедочной.
Контейнеры для перевозки радиоактивных веществ и инструменты должны соответствовать требованиям санитарных правил. На геофизических предприятиях проводится систематический учет дозы облучения, полученной работниками радиометрических партий. Все люди геофизической партии обеспечиваются спецодеждой и спецобувью. В зимнее время необходимо следить за отоплением подъемников и лабораторий.
В соответствии с эпидемическими показателями всем работникам делают профилактические прививки.
Геофизические партии должны быть снабжены медицинскими аптечками, а работники партий обучены приемам оказания первой медицинской помощи при поражении электрическим током, обмораживании, дорожных происшествиях и т. д.
При работах на скважинах основное внимание должно уделяться подмене работников для отдыха и питания, обогреванию персонала партии в холодное время, обеспечению горячей пищей.
Во время переезда на место работы и при работах на скважине необходимо соблюдать условия, исключающие возможность возникновения пожара.
Работники геофизических партий должны строго соблюдать противопожарные правила:
– содержать в чистоте и порядке перфораторные подъемники и лаборатории;
– иметь в перфораторных подъемниках и лабораториях первичные средства тушения пожара (огнетушитель, топор, лопату, ведро и т. д.) и не использовать их для других целей;
– курить на территории промысла только в специально отведенном для этого месте;
– пользоваться открытым огнем (костром, фонарем) на
расстоянии не менее 15 м от буровой и не менее 10 м от лаборатории и подъемника;
– перевозить жидкие горючие материалы в плотно закрывающихся бачках, банках; переливать их с помощью насоса, шланга.
§
Строительство скважин на нефть и газ сопровождается неизбежным техногенным воздействием на объекты природной среды. Рациональное природопользование в современных условиях обуславливает необходимость учета жестких экологических ограничений и разработку мероприятий, предусматривающих охрану атмосферного воздуха, водных ресурсов, почвы, биосферы, недр, животного и растительного мира, охрану здоровья и условий жизни населения, а также восстановление нарушенного при строительстве скважин природного ландшафта.
Геологические организации в своей практической деятельности обязаны соблюдать законы об охране окружающей природной среды и проводить мероприятия, направленные на ее сохранение.
Главнейшие документы, в которых регламентируется деятельность геологических (геофизических) организаций – это “Основы водного законодательства”, “Основы земельного законодательства”, “Основы лесного законодательства”. Кроме того, в нашей стране действует ряд других законодательных и нормативных документов, направленных на охрану окружающей природной среды.
Мероприятия по охране недр предусматривают, прежде всего, решение вопросов комплексного и полного их изучения, составной частью которого являются геофизические исследования скважин. При проектировании и производстве геофизических работ в скважинах, работники геофизической службы принимают меры, по предотвращению загрязнения окружающей среды, при геологоразведочных работах: по охране недр, вод, почв, лесов, воздушной среды, рыбных богатств внутренних водоемов, животного мира и др. В связи с этим, при геофизических исследованиях бурящихся и эксплуатационных скважин, работники партий не должны допускать разлива нефти и нефтепродуктов, утечки газа, загрязнения водоемов нефтепродуктами, химикатами и мусором, нарушения противопожарных правил, а также по возможности сокращать время работы двигателей внутреннего сгорания автомобилей и электроустановок и т.д.
При ликвидациях аварий, связанных с оставлением в скважине радиометров с радиоактивными источниками или загрязнении местности жидкими радиоактивными изотопами, действуют согласно “Санитарным правилам работы с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений”, “Нормам радиационной безопасности” и т. п.
Мероприятия по охране окружающей природной среды предусматриваются в проектах и сметах на производство геофизических исследованиях скважин. На расходы, связанные с их проведением, геофизическим организациям выделяются необходимые ассигнования.
За нарушение законов об охране окружающей природной среды виновные несут уголовную, административную и дисциплинарную ответственность.
Возможные источники выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу в условиях Любимовской площади отсутствуют. Вынос скапливающейся на забое эксплуатационных скважин жидкости рекомендуется осуществлять с помощью поверхностно-активных веществ, а не продувок скважин.
Опасность загрязнения водной среды при эксплуатации месторождения отсутствует. Основным мероприятием, направленным на охрану земель, лесов, флоры и фауны при эксплуатации месторождения, является недопущение сброса промысловых сточных вод на поверхность земли.
Критериями охраны недр при разработке месторождений являются:
– обеспечение сохранности скелета пластов: депрессия определяется по каждому пласту индивидуально на основании результатов газодинамических исследований;
– недопущение образования в процессе эксплуатации месторождения утечек газа; при обнаружении последних в скважину необходимо закачать воду или глинистый раствор для последующего производства
оздоровительных работ.
Природоохранные мероприятия при строительстве скважин
К природоохранным мероприятиям при строительстве скважин на нефть и газ относят:
– профилактические (технические и технологические) мероприятия, направленные на предотвращение (максимальное снижение) загрязнения и техногенного нарушения природной среды;
– сбор, очистка, обезвреживание, утилизация и захоронение отходов строительства скважин;
– предупреждение (снижение) загрязнения атмосферного воздуха, почв (грунтов), поверхностных и подземных вод, недр;
– рекультивация земель.
Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод
– Обеспечение технической водой в процессе бурения скважины из ближайших водоемов и водотоков осуществляется при наличии разрешения на специальное водоиспользование.
– При использовании водоемов рыбохозяйственного значения водозаборные устройства должны быть оборудованы рыбозащитными фильтрами.
– Для предотвращения загрязнения, засорения и истощения водоемов и водотоков создаются водоохранные зоны.
– Буровые работы в пределах водоохранных зон возможны только при наличии специального разрешения, выдаваемого в установленном порядке.
– Если водный объект используется как источник питьевого водоснабжения, в его бассейне дополнительно создают зону санитарной охраны для предотвращения ухудшения качества воды.
– Обсадные колонны и качество цементирования должны предупреждать
межпластовые перетоки и возможность загрязнения подземных вод.
– Для исключения или снижения загрязнения поверхностных и
подземных вод отходами бурения, их сбор, очистка и обезвреживание должны удовлетворять требованиям.
Мероприятия по охране атмосферного воздуха
При строительстве скважин загрязнение атмосферного воздуха вредными веществами происходит на всех этапах строительства. Источниками загрязнения являются автотранспорт, строительные и дорожные машины, двигатели внутреннего сгорания, факельная установка, неорганизованные выбросы, выделяющие в атмосферу такие вредные, вещества, как оксиды углерода азота, окись азота, углеводороды
бензапирен, сернистый ангидрид, пыль (барит), цемент, сернистый газ.
С целью уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу предусматривается:
– использовать сепараторы в выкидной линии с отводом газа на факельную установку для сжигания;
– в процессе испытания поисковых скважин полученный газоконденсат (нефть) собирается в металлические емкости;
– конденсат (нефть), накапливающийся при испытании скважин, использовать в качестве топлива для котельных установок; в качестве топлива конденсат может быть использован только после удаления из него летучих компонентов;
– для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания в буровых установках следует использовать электропривод;
– у автомобилей, занятых на выполнении транспортных работ при строительстве скважин, система газораспределения регулируется так, чтобы в выхлопных газах содержание окиси углерода и углеводородов не превышало значений, установленных ГОСТом 17.2.2.03-87.
Мероприятия по охране недр
Для обеспечения охраны недр предусматривается строительство скважин в соответствии с требованиями “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” и действующими требованиями техники и технологии бурения, крепления и испытания скважин в соответствии с инструкциями и руководящими документами.
Основным этапом проектирования, обеспечивающим качественное строительство скважин, является выбор рациональной конструкции скважин.
Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов применяются следующие технологические решения:
– глинистая кольматация стенок скважины с образованием прочной, низкопроницаемой корки, препятствующей фильтрации раствора;
– обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости.
