Контрольные вопросы к первой теме

Перечислите методы, использующие свойства переменного электромагнитного поля. Чем эти методы отличаются? При каких геолого-технологических условиях целесообразно их применение?

В элек­тро­раз­вед­ке на пе­ре­мен­ном то­ке изу­ча­ют гар­мо­ни­че­ские и не­ста­цио­нар­ные элек­тро­маг­нит­ные по­ля.

Пе­ре­мен­ные элек­тро­маг­нит­ные по­ля в элек­тро­раз­вед­ке соз­да­ют­ся галь­ва­ни­че­ски­ми и ин­дук­тив­ным спо­со­ба­ми, как и в ме­то­дах на по­сто­ян­ном то­ке. Од­на­ко по срав­не­нию с ме­то­да­ми на по­сто­ян­ном то­ке при галь­ва­ни­че­ском спо­со­бе воз­бу­ж­де­ния име­ют­ся су­ще­ст­вен­ные от­ли­чия. В этом слу­чае пе­ре­мен­ное маг­нит­ное по­ле то­ка в ли­нии AB ин­ду­ци­ру­ет в зем­ле вто­рич­ный ток, и в тол­ще по­род воз­ни­ка­ет слож­ное по­ле, яв­ляю­щее­ся ре­зуль­та­том на­ло­же­ния то­ков, соз­дан­ных в зем­ле, галь­ва­ни­че­ским и ин­дук­тив­ным спо­со­ба­ми.

При ин­дук­тив­ном спо­со­бе в ка­че­ст­ве пи­таю­щей ли­нии при­ме­ня­ют од­но­вит­ко­вую или мно­го­вит­ко­вую рам­ку ли­бо рас­кла­ды­ва­ют боль­шую кон­тур-пет­лю на зем­ле. Про­пус­кае­мый че­рез них ток сво­им пе­ре­мен­ным маг­нит­ным по­лем ин­ду­ци­ру­ет в тол­ще по­род вто­рич­ный элек­три­че­ский ток. В ра­дио­вол­но­вых ме­то­дах замк­ну­тую рам­ку за­ме­ня­ют от­кры­тым кон­ту­ром — из­лу­чаю­щей ан­тен­ной.

Для из­ме­ре­ния на­пря­жен­но­сти элек­три­че­ско­го по­ля Е при­ме­ня­ют, как и в ме­то­дах по­сто­ян­но­го по­ля, при­ем­ную ли­нию MN, со­стоя­щую из элек­тро­дов, вби­тых в зем­лю, и из­ме­ри­тель­но­го уст­рой­ст­ва (на­при­мер, мик­ро­вольт­мет­ра). Из­ме­рен­ная раз­ность по­тен­циа­лов, от­не­сен­ная к раз­но­су MN, да­ет при­бли­жен­ное зна­че­ние на­пря­жен­но­сти по­ля Е в цен­тре от­рез­ка MN.

Ве­ли­чи­ну на­пря­жен­но­сти маг­нит­но­го по­ля H из­ме­ря­ют ин­дук­тив­ным спо­со­бом с по­мо­щью при­ем­ных ра­мок. Чем боль­ше раз­мер те­ла и вы­ше его элек­тро­про­вод­ность, тем зна­чи­тель­нее на­пря­жен­ность маг­нит­но­го по­ля H по срав­не­нию с нор­маль­ным по­лем. Ин­дук­тив­ные спо­со­бы соз­да­ния и из­ме­ре­ния, элек­тро­маг­нит­ных по­лей в элек­тро­раз­вед­ке име­ют прин­ци­пи­аль­ные пре­иму­ще­ст­ва, по­зво­ляю­щие не толь­ко рас­ши­рять об­ласть при­ме­не­ния ме­то­дов, но и об­хо­дить­ся без за­зем­ле­ний, что очень важ­но при ра­бо­те зи­мой, а также в гор­ных рай­онах на ка­мен­ных осы­пях и об­на­же­ни­ях.

Ме­тод зон­ди­ро­ва­ния ста­нов­ле­ни­ем по­ля (ЗСП)

Ме­тод зон­ди­ро­ва­ния ста­нов­ле­ни­ем по­ля (ЗСП) ос­но­ван на изу­че­нии пе­ре­ход­ных (не­ста­цио­нар­ных) про­цес­сов, воз­ни­каю­щих в зем­ле в мо­мен­ты вклю­че­ния и вы­клю­че­ния пря­мо­уголь­ных им­пуль­сов то­ка в за­зем­лен­ную пи­таю­щую ли­нию или не­за­зем­лен­ный кон­тур.

Ес­ли на по­верх­но­сти зем­ли рас­по­ло­жен ди­поль, пи­тае­мый по­сто­ян­ным то­ком, то в его по­ле ока­зы­ва­ют­ся про­во­дя­щие гор­ные по­ро­ды, сла­гаю­щие гео­элек­три­че­ский раз­рез. При сту­пен­ча­том вы­клю­че­нии то­ка в пи­таю­щем ди­по­ле его маг­нит­ное по­ле так­же сту­пен­ча­то из­ме­ня­ет­ся от ка­ко­го-то ко­неч­но­го зна­че­ния до ну­ля. Из­ме­не­ние пер­вич­но­го по­ля при­во­дит к ин­дук­тив­но­му воз­бу­ж­де­нию вто­рич­ных то­ков в гор­ных по­ро­дах. В на­чаль­ные мо­мен­ты вре­ме­ни они рас­про­стра­ня­ют­ся в при­по­верх­но­ст­ной час­ти раз­ре­за, за­тем про­ни­ка­ют вглубь. Со­от­вет­ст­вен­но ха­рак­тер за­ви­си­мо­сти элек­три­че­ско­го и маг­нит­но­го вто­рич­ных по­лей от вре­ме­ни, на ран­них ста­ди­ях пе­ре­ход­но­го про­цес­са, оп­ре­де­ля­ет­ся строе­ни­ем верх­них го­ри­зон­тов гео­элек­три­че­ско­го раз­ре­за, а на позд­них ста­ди­ях — строе­ни­ем глу­бин­ной час­ти раз­ре­за. Та­ким об­ра­зом, изу­че­ние за­ви­си­мо­сти не­ста­цио­нар­но­го по­ля от вре­ме­ни по­зво­ля­ет со­ста­вить пред­став­ле­ние об из­ме­не­нии гео­элек­три­че­ско­го раз­ре­за в вер­ти­каль­ном на­прав­ле­нии.

Тех­ни­ка и ме­то­ди­ка по­ле­вых ра­бот в на­стоя­щее вре­мя по­зво­ля­ют при­ме­нять зон­ди­ро­ва­ние ста­нов­ле­ни­ем в ближ­ней (ЗСБЗ) и даль­ней (ЗСДЗ) зо­нах, в за­ви­си­мо­сти от рас­стоя­ния ме­ж­ду ис­точ­ни­ком по­ля и пунк­том его из­ме­ре­ния.

+При зон­ди­ро­ва­нии ста­нов­ле­ни­ем по­ля не­ста­цио­нар­ное по­ле изу­ча­ют в при­ем­ном ди­по­ле в про­ме­жут­ки вы­клю­че­ния то­ка в пи­таю­щем ди­по­ле, т. е. при от­сут­ст­вии пер­вич­но­го по­ля. При зон­ди­ро­ва­нии в ближ­ней зо­не рас­стоя­ние ме­ж­ду пи­таю­щим ди­по­лем и пунк­том из­ме­ре­ния не долж­но пре­вы­шать двух- или трех­крат­ной глу­би­ны до опор­но­го элек­три­че­ско­го го­ри­зон­та. Ино­гда при­ме­ня­ют ус­та­нов­ки, в ко­то­рых пи­таю­щие и из­ме­ри­тель­ные ди­по­ли про­стран­ст­вен­но со­вме­ще­ны. При зон­ди­ро­ва­нии в даль­ней зо­не раз­нос дол­жен в 3 — 10 раз пре­вы­шать глу­би­ну до опор­но­го го­ри­зон­та.

 

От каких особенностей пластов и скважины зависят показания методов, названных в предыдущем пункте, а также импульсного ней­тронного метода?

Существуют различные модификации электрических и электромагнитных методов исследования разрезов скважин, основанные на изучении электромагнитных полей различной природы в горных породах. Электромагнитные поля делятся на естественные и искусственные. Естественные поля в земной коре обусловлены электрохимическими процессами, магнитотеллурическими токами и другими природными явлениями. Искусственные электромагнитные поля создаются в горных породах генераторами постоянного или переменного тока различной мощности и представляют собой непосредственный результат деятельности человека, направленный на изучение строения земной коры, поиск, разведку и разработку месторождений.

Методы электрометрии делятся на две большие группы — естественного и искусственного электромагнитного поля, а по частоте — на методы постоянного, квазипостоянного и переменного поля. Среди методов переменного поля различают низко- и высокочастотные.

Для изучения стационарных естественных электрических полей применяются методы потенциалов собственной поляризации (ПС) горных пород. Искусственные стационарные и квазистационарные электрические поля исследуются методами кажущегося сопротивления (КС), микрозондирования (МЗ), сопротивления заземления (БК(боковое каротажное) и МБК), методами регистрации тока (ТМ) и потенциалов вызванной поляризации (ВП). Искусственные переменные электромагнитные поля изучаются индукционными (ИК), диэлектрическими (ДМ) и радиоволновыми методами.

Для определения удельного сопротивления горных пород в скважине используется источник тока, создающий в окружающей среде электрическое поле.

Боковое каротажное зондирование измерение кажущихся сопротивлений пород вдоль ствола скважины при помощи каротажных зондов различной длины, чем обеспечивается различная глубина исследования в направлении, перпендикулярном к оси скважины. Заключается в исследовании разрезов скважин набором зондов разного размера. По результатам обработки материалов БКЗ строят кривую зондирования — зависимость кажущегося сопротивления изучаемого пласта от длины зонда. По палеткам БКЗ определяют удельное сопротивление пласта и глубину проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Метод микрозондов (микрокаротаж) дает оптимальные результаты в отложениях всех видов при детальном выделении границ проницаемых пластов. Проводится зондами малого размера. Во время записи электроды микрозонда плотно прижимаются к стенке скважины. определяет сопротивление промытой зоны породы вблизи ствола скважины. С помощью минфокаротажа можно выделить зоны с различной пористостью.

Индукционный каротаж (ИК) Является электромагнитным методом, основанным на измерении кажущейся удельной электрической проводимости горных пород. Измерения при ИК производятся с помощью спускаемого в скважину глубинного прибора, состоящего в наиболее простом виде из двух катушек: возбуждающей, питаемой переменным током, и приемной (измерительной), снабженной усилителем и выпрямителем.

Под действием магнитного поля этих токов (вторичное поле) в приёмной катушке возникает эдс, величина которой зависит от удельной электрической проводимости горных пород. Для устранения влияния магнитного поля генераторной катушки на приёмную применяют компенсирующие элементы (например, катушки, магнитное поле которых направлено противоположно полю генераторной катушки). Полезный сигнал с приёмной катушки поступает на усилитель, расположенный в скважине, затем по кабелю на поверхность, где регистрируется.

Индукционный каротаж используется для изучения удельного электрического сопротивления горных пород, выявления в разрезе нефтеносных пластов, исследования тонкослоистых разрезов (наиболее эффективно в низкоомных разрезах до 50 Ом*м). Преимущество индукционного каротажа по сравнению с другими видами электрического каротажа в том, что питающие и приёмные устройства не требуют непосредственного контакта с буровым раствором и стенкой скважины, это позволяет применять его в сухих или с непроводящим буровым раствором скважинах (например, на нефтяной основе, пресной воде).

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС)

Вокруг скважины, заполненной глинистым раствором или водой, самопроизвольно возникают электрические поля, названные самопроизвольной или собственной поляризацией (естественные потенциалы). Происхождение таких потенциалов в скважине обусловлено диффузионно-адсорбционными, фильтрационными и окислительно-восстановительными процессами, возникающими на границах пластов, различающихся по своим литологическим свойствам, и на контакте промывочной жидкости в скважине и пластов, поры которых заполнены водой той или иной минерализации.

Прочие электрометоды и комлексы электрических измерений в скважине. Помимо вышеперечисленных электрометодов в практике каротажа скважин используются иногда и методы вызванных потенциалов (ВП) и диэлектрический каротаж (ДК). Метод ВП предназначен для оценки свойств горных пород и основан на способности пород поляризоваться при прохождении через них электрического тока. Чаще всего метод ВП находит применение для выделения угольных и рудных пластов. Метод ДК основан на измерении кажущейся диэлектрической проницаемости горных пород ?к, которая численно равна диэлектрической проницаемости такой однородной непроводящей среды, показания которой равны показаниям в данной неоднородной среде с конечным сопротивлением.

Для сокращения времени производства геофизических работ применяют комплексы электрометодов, когда одновременно за один спуск-подъем осуществляются измерения несколькими различными зондами или методами.

Нейтронные методы

Методы, при которых горная порода облучается нейтронами, носят название нейтронных. Нейтронные методы различаются видом регистрируемого вторичного излучения, вызванного воздействием на породу первичных нейтронов источника, а также режимом источника. Источник может быть импульсным, т.е. испускать нейтроны в течение небольших интервалов времени, между которыми источник выключен, или же стационарным, т.е. излучать нейтроны практически непрерывно. Соответственно говорят об импульсных (ИНМ) и стационарных нейтронных методах (НМ).

В различных методах могут регистрироваться либо нейтроны, рассеянные ядрами атомов горной породы (нейтрон-нейтронный метод), либо гамма-излучение радиационного захвата нейтронов (нейтронный гамма-метод), или, наконец, гамма-излучение искусственных радиоактивных изотопов, образующихся при поглощении нейтронов ядрами (нейтронный активационный метод).

Установка для любого нейтронного метода содержит источник нейтронов и соответствующий детектор нейтронов или гамма-квантов (в зависимости от метода), расположенный на некотором расстоянии от источника, называемом размером (длиной) зонда. Между источником и детектором размещается фильтр, задерживающий прямое излучение от источника.

Стационарные нейтронные методы входят в обязательный комплекс ГИС разведочных скважин. Импульсные методы используются преимущественно в обсаженных скважинах.

При импульсных нейтронных методах горную породу облучают кратковременными (длительностью Дф = 1-200 мкс) потоками быстрых нейтронов, следующими через промежутки времени ф. Регистрацию плотности тепловых нейтронов или гамма — квантов радиационного захвата, осуществляют через определенный промежуток времени задержки фз. Существуют импульсный нейтронный гамма-метод (ИНГМ) и импульсный нейтрон-нейтронный метод (ИННМ). Большее распространение получил ИННМ. Импульсный режим излучения достигается применением малогабаритных скважинных ускорителей, в которых ионы разгоняются до высоких скоростей в магнитном поле большой напряженности. Бомбардируя специальную мишень, они выбивают быстрые нейтроны, имеющие энергию 14,1 МэВ. Столь высокая энергия обеспечивает глубинность исследования до 60-70 см, что больше, чем при использовании стационарных источников. Кроме того, при отключенном электропитании импульсный источник не излучает и, следовательно, безопасен. Этим не исчерпываются преимущества импульсных методов. При ИНМ процессы замедления и диффузии происходят как бы последовательно во времени и могут быть исследованы раздельно в зависимости от времени задержки регистрации. Интенсивность регистрируемого излучения во время замедления (до 102 мкс) характеризует водородосодержание горных пород, во время диффузии (102 -104 мкс) — концентрацию поглотителей. Существенно, что время жизни тепловых нейтронов в скважине меньше, чем в породе, а в пластах, насыщенных минерализованной водой, оно меньше, чем в нефтенасыщенных пластах. Это позволяет, применив соответствующие задержки (более 800 мкс), получить информацию, не зависящую от влияния скважинной жидкости и характеризующую тип порозаполнителя. Определение положения водонефтяного контакта импульсными нейтронными методами возможно при концентрации солей более 30 г./л, в то время как в стационарных методах эта величина не менее 100 г./л. В принципе, ИНМ решают те же задачи, что и стационарные методы, однако эффективность решения выше. К недостаткам ИНМ следует отнести сложность аппаратуры и малую скорость проведения каротажа.

 

Дайте определения следующим терминам, используемым в те­ории акустических методов: интервальное время, коэффициент за­тухания, длина зонда, база зонда.

Расстояние О2О1 равно расстоянию между обоими источниками ЛЬ, называемому базой зонда. За точку записи принимают середину базы.

Обратное отношение  называется интервальным временем. . Амплитуды колебаний от обоих источников одинаковы, поэтому отношение амплитуд А1 и А2,
зарегистрированных приемником, характеризует затухание упругих волн на участке ΔL. Коэффициент затухания  ,расстояние О2О1 равно расстоянию между обоими источниками ЛЬ, называемому базой зонда. Амплитуды колебаний от обоих источников одинаковы, поэтому отношение амплитуд А1 и А2,
зарегистрированных приемником, характеризует затухание упругих волн на участке ΔL

 

Каково назначение компьютерных систем моделирования мес­торождений?

Моделирование любого геологического объекта, в том числе месторождения полезного ископаемого, представляет собой искусственное создание геометрических образов (карт, планов, разрезов и т. п.) или математических выражений, воспроизводящих наиболее существенные черты и характеристики моделируемого месторождения.

Компьютерное моделирование синтезирует в себе геометрическую (графическую) и математическую составляющие моделирования. Компьютерному моделированию предшествует процедура трансформации исходных данных из традиционной формы на бумаге в электронный вид, используемый для хранения информации на магнитных носителях и дальнейшей ее обработки.

Компьютерная модель месторождения формируется с помощью программной реализации алгоритмов, связывающих числовые характеристики и геометрические элементы месторождения. Любая информация, используемая для моделирования, должна иметь пространственно-координатную привязку. Поэтому все программные пакеты, функционально пригодные для моделирования месторождений, являются гсоинформационными системами (ГИС), способными накапливать, хранить, востребовать, отображать и обрабатывать пространственно-координированные данные. Существует много различных, в основном зарубежных, программных продуктов, реализующих моделирование месторождений: Datamine (Великобритания), Techbase (США), Vulcan (Австралия), Genicom (Канада) и др. В российских программных пакетах наиболее полно эта функция представлена в компьютерной геолого- маркшейдерской системе, созданной ВИОГЕМ на основе теоретических и алгоритмических разработок ученых МГГУ.

Прежде всего формируются базы данных, т. е. в долговременной памяти компьютера создается совокупность структурированных массивов информации, полученной при разведке месторождения, в единой системе ее хранения и востребования.

На основе первичных геологических документов (колонок скважин, полевых журналов и т. п.) формируют базу данных параметрической (числовой) и описательной информации по каждой разведочной выработке. Исходные данные вводят в компьютер с клавиатуры в соответствии с заранее разработанной структурой базы данных, которая представляет собой матрицу взаимосвязанных характеристик.

База данных геологической графики создается на основе сводных геологических документов — карг и сечений (разрезов и планов) месторождения. Эти документы сканируются, а полученные нх растровые изображения векторизуются (оцифровываются). Структура базы данных представляет собой группу взаимосвязанных таблиц, содержащих пространственно-координатное описание графических элементов (точек, линий, узлов, замкнутых контуров), полученное в результате векторизации, и систему условных знаков: точечных, линейных и площадных (крап, штриховка, цветовая заливка).

Моделирование месторождения начинается с создания геологоразведочной модели, которая отражает пространственное размещение первичных задокументированных данных о месторождении. Эта модель является фактографической и базовой для формирования других моделей.

Наиболее приемлемым считается сочетание картографического, каркасного и блочного моделирования месторождений.

 

В чем состоят особенности оценки общей пористости и ее ком­понент в коллекторах со сложным, строением порового пространства и сложным минеральным составом твердой фазы породы?

Горные породы состоят из минерального скелета, или твердой фазы, и порового пространства, обычно заполненного жидкой и газовой компонентами. Таким образом, пористость— это свойство породы содержать не заполненные твердой фазой объемы внутри нее. Поры — это небольшие пространства, не занятые минеральным скелетом, замкнутые либо сообщающиеся между собой и атмосферой /3/.

Связанные между собой поры принято называть открытыми, а не связанные — закрытыми. Суммарный объем закрытых Vз и открытых Vот пор горной породы дает объем всех пор или характеризует ее общую пористость V

V=Vз+Vот (1.1)

Коэффициентом общей пористости называют отношение суммарного объема пор V1 к общему объему сухой породы V2.

Коэффициенты пористости обычно выражают в процентах.

Значения коэффициентов общей пористости минералов невелики. Диапазон их изменений лежит в пределах от 0,95% у граната гроссуляра до 2,14% у слюды мусковита и 3,17% у флогопита. Большинство же минералов имеют коэффициент общей пористости ниже 1%’.

Табл. 1. Значения коэффициента общей пористости k горных породи полезных ископаемых.

Коэффициенты общей и открытой пористости разных горных пород и полезных ископаемых варьируют в чрезвычайно широких пределах. В зависимости от минерального состава, условий залегания, степени диагенеза, возраста, структуры осадков или породы они изменяются от значений, близких к нулю, до 90% (табл.1).

Самые высокие значения коэффициента общей пористости характерны для первичных осадков: песчаных, глинистых, известковистых, диатомитовых, радиоляриевых, бокситовых и других илов на дне рек, озер, морен и океанов.

При диагенезе илы уплотняются, обезвоживаются, превращаются в осадочные породы с меньшей пористостью. С погружением породы на глубину в несколько километров, ростом давления и температуры за счет процессов катагенеза и метаморфизма осадочные породы уплотняются еще больше, обезвоживаются, цементируются, перекристаллизовываются, что приводит к еще большему понижению пористости. Например, родоначальники группы глинистых пород — глинистые илы имеют коэффициент общей пористости 80%.

Коэффициент общей пористости песчаных и алевролитовых пород колеблется от десятых долей до 50 и более процентов и для глинистых карбонатных и кремнистых групп пород— от значений, меньших десятых долей, до 50—70%. Пределы изменения коэффициентов пористости соляных пород менее широкие — от единиц до первых десятков процентов. Значительно более узок диапазон изменения коэффициентов пористости магматических и метаморфических пород, исключая некоторые разновидности эффузивов и туфов. Большинство руд характеризуется низкой пористостью, коэффициенты общей пористости горючих полезных ископаемых — торфа и угля — меняются в очень широком интервале — от 3 до 95%.

Существует классификация, в соответствии с которой все породы подразделяются на пять групп в зависимости от значений коэффициента общей пористости k в %: >20 — высокопористые, 15—20 — повышенно-пористые, 10—15 — среднепористые, 5—10 — пониженно-пористые, <5 — низкопористые.

Коэффициент закрытой пористости редко превышает 1—5%, а для рыхлых пород близок к нулю ввиду отсутствия не связанных между собой пор. Коэффициенты эффективной статической пористости различных песчано-глинистых пород меняются в пределах от нуля до 40%, а динамической— от 0 до 30%. Причем чем выше градиент давления, приложенного к образцу, тем значение k2 в большей степени стремится к k1.

 

Сопоставьте возможности и ограничения стреляющих, сверля­щих и дисковых грунтоносов

При проходке поисковой скважины возможно несоответствие проектного разреза фактическому, что приводит к необходимости дополнительного отбора образцов из ствола уже пройденной скважины. Задача решается путем отбора образцов пород со стенки скважины боковыми грунтоносами. Грунтоносы бывают стреляющие, сверлящие и дисковые призматические.

Стреляющий грунтонос проводит отбор грунтов с помощью пустотелых бойков, закрепленных на кабеле тросиками. После отстрела всех бойков в стенку скважины их с помощью тросиков отрывают и поднимают на поверхность. Грунт из бойков извлекают и направляют на анализ.

Сверлящий грунтонос представляет собой управляемый с поверхности цилиндрический бур с коронкой и кернорвателем, ориентированный перпендикулярно к стенке скважины. В необходимой точке этот бур фиксируется на стенке скважины распорами, после чего забуривается в стенку скважины. Обычно на выбуривание одного образца уходит до 5 минут. Выбуренный образец помещается в кассету расположенную тут же и бур готов к бурению следующего образца. Кассета вмещает 10 образцов, извлекаются образцы на поверхности после ее подъема.

В дисковом призматическом грунтоносе в качестве режущего инструмента применяется два расположенных под углом друг к другу диска, армированных алмазом , смонтированных в качающейся каретке. Дисковой призматический грунтонос фиксируется в необходимом интервале, где вырезает на стенке скважины трехгранную призму длиной 600 мм, с шириной основания треугольника 36 мм и с высотой 42 мм. Время отбора одного образца – 15 мин. За один спуск отбирается 5 образцов.

 

В скважине произошел прихват бурового инструмента. Как гео­физическими методами определить место прихвата?

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к области исследования буровых скважин, и может быть использовано при определении свободных или прихваченных частей труб в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, точности и упрощения процедуры определения местонахождения свободной точки (СТ) в колонне и уменьшение стоимости аварийных работ за счет сокращения времени его проведения. Для этого при реализации способа проводят регистрацию параметра, характеризующего состояние металла трубы, в качестве которого используют величину спада электромагнитного поля (СЭМП) от времени, генерированного приложением к трубе импульса прямоугольного электрического тока. Записывают кривые СЭМП от времени на равных интервалах вдоль длины трубы и по изменению величины указанного параметра делают вывод о положении СТ. Данные запоминают. Затем к колонне прикладывают натяжение либо скручивание и повторно измеряют СЭМП по всей длине трубы. Сравнивают полученные кривые СЭМП с данными, записанными ранее, и, используя зарегистрированные величины и применяя формулы Максвелла, рассчитывают положение СТ. 3 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области горной промышленности, а именно к области исследования буровых скважин, и может быть использовано при определении свободных или прихваченных частей труб в скважине.

Во время бурения на нефтяных месторождениях часто происходит прихват бурильных труб в скважине. Основными причинами этой нежелательной ситуации являются следующие:

• — Недостаточная циркуляция бурового раствора, что приводит к накоплению шлама в скважине;
• — Недостаточный вес бурового раствора, что приводит к обвалу скважины;
• — Избыточный вес бурового раствора, что приводит к залипанию;
• — Особенности литологии породы, например гидрофильные глины, разбухающие в присутствии воды;
• — Особенности структуры пород, например некоторые осадочные породы могут образовывать длинные узкие линзы;
• — Касательные тектонические напряжения, приводящие к обвалу скважины;
• — Неправильный состав бурового раствора, что приводит к неэффективной или легко расслаивающейся глинистой корке;
• — Различные неисправности буровой установки, на вышке и подводном оборудовании, что приводит к длительным перерывам вращения трубы, в перемещении или циркуляции бурового раствора;
• — Различные неисправности колонны труб;
• — Последняя в списке, но не последняя по важности причина заключается в человеческих ошибках.

Факт прихвата трубы считается аварийной ситуацией и обычно включается во время простоя. На этапе предварительного (так называемого «разведочного») бурения почти в 1/3 скважин происходят прихваты труб.

Если стандартные меры освобождения от прихвата, например активация буровых ясов, повышение циркуляции бурового раствора, изменение веса бурового раствора и т.д., оказываются неэффективными, то начинается ремонтная операция под названием «аварийное извлечение части колонны». Типичная последовательность действий при подъеме трубы следующая:

1. Определение наиболее вероятного положения «свободной точки» — самого нижнего сечения трубной колонны, которое еще остается свободным.
2. Восстановление циркуляции бурового раствора — в некоторых случаях рекомендуется перфорировать трубу ниже свободной точки и восстановить циркуляцию бурового раствора от этой точки вверх. Интенсивный поток бурового раствора может вытеснить препятствие вверх.
3. Извлечение свободной трубы — труба выше свободной точки отделена от прихваченного нижнего участка и может быть извлечена на поверхность. Множество хитроумных механических, взрывающихся и химических устройств используются для разделения трубной колонны.
4. После извлечения бурильщики начинают так называемые «ловильные» работы, пытаясь захватить остаток трубной колонны и вытащить его из скважины. При условии надежного захвата задача, по существу, возвращается к вышеуказанному пункту 1, но теперь скважинная компоновка состоит из дополнительных буровых яс, плашки ловильного инструмента для захвата оставшейся части и разъединительного переходника для быстрого разъединения в случае дальнейших неисправностей.
5. Если ловильные работы пройдут удачно, то бурение скважины продолжается как обычно. Если ловильные работы будут частично неудачными, то бурильщик имеет выбор либо пробурить боковой ствол, который обходит остаток колонны, либо ликвидировать всю скважину. Важно понять, что без выполнения операции по подъему трубы (согласно вышеуказанному пункту 2) авария не может быть устранена путем обхода вторым стволом или ликвидирована безопасным и экологически приемлемым способом.

Как показано выше, процедура нахождения свободной точки важна для общего успеха операции по подъему трубы и даже может быть применена несколько раз во время одной попытки подъема трубы. Аварийное извлечение части колонны является одной из наиболее опасных операций на буровой и иногда приводит к производственному травматизму и даже гибели персонала.

В настоящее время в нефтедобыче существует три способа определения положения свободной точки:

1. Определение положения свободной точки, основанное на замере удлинения трубы с поверхности.
2. Скважинное определение свободной точки, основанное на закреплении датчиков напряжения и крутящего момента.
3. Скважинное определение свободной точки, основанное на магнитных метках.

 

 

Торпедирование скважин — назначение, типы применяемых торпед.

Торпедирование скважин — это взрывные работы, производящиеся в скважинах при помощи торпед.

Применяется для освобождения прихваченных бурильных и обсадных труб, интенсификации притока нефти и газа к скважинам, разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических предметов, которые не удается извлечь, разрушения плотных песчаных пробок, чистки фильтров, образования каверн при забуривании нового ствола скважины и др.

Торпедирование скважин, в зависимости от его назначения, осуществляют торпедами различной формы: сосредоточенными, удлиненными, кумулятивными.

Сферическая или конусообразная выемка в корпусе кумулятивной торпеды концентрирует взрывную волну в заданном направлении. Выпускаются кумулятивные торпеды осевого и бокового действия.

По способу изоляции взрывчатого вещества различают торпеды:

• — герметичные, заряд взрывчатых веществ которых защищен от внешней среды прочной, выдерживающей высокие температуры и давления, металлической оболочкой;
• — негерметичные, заряд которых сделан в виде детонирующего шнура с изоляционной оплеткой или защищен тонкой металлической оболочкой, не выдерживающей высоких давлений и температур.

Созданы торпеды одноразового и многократного использования.

Величина заряда торпеды определяется диаметром скважины, назначением взрыва, свойствами взрывчатых веществ, крепостью пород и может достигать нескольких десятков килограмм. В качестве взрывчатых веществ используют нитропроизводные ароматического ряда, нитроглицериновые и аммиачно-селитренные смеси, инициирующие взрывчатые вещества: гремучую смесь, азид свинца.

При ликвидации аварий в скважине торпедирование скважин применяют для отвинчивания ослабленного взрывом резьбового соединения в прихваченной колонне или для обрыва прихваченных труб. Торпеду устанавливают против резьбового соединения выше места прихвата. При помощи талевой системы производят натяжку колонны труб и закручивают ее ротором в направлении отвинчивания резьбовых соединений. Затем по кабелю пропускают электрический ток, который нагревает проволоку сопротивления электродетонатора, установленного в головке торпеды. Взрывной импульс передается заряду взрывчатых веществ.

После торпедирования скважин восстанавливают циркуляцию промывочной жидкости и делают попытку поднять колонну труб при помощи талевой системы. Если колонна не освобождается, проводят повторные торпедирования скважины.

Обрыв колонны труб торпедированием скважин осуществляют в тех случаях, когда попытки освободить инструмент путем создания нефтяных, водяных ванн или расхаживания колонны и вращения ее ротором оказываются безрезультатными.

При торпедировании скважин для ликвидации аварий в условиях пластовых давлений (до 50 МПа) и температур (до 100°С) используют негерметичные торпеды с детонирующим шнуром многоразового и одноразового использования (малый диаметр последних позволяет спускать их в скважину через ловильный инструмент), а также фугасные негерметичные шашечные торпеды с массой взрывчатых веществ 1-5 кг.

В условиях высоких пластовых давлений (50-100 МПа) и температур (120-150°С) применяют герметичные фугасные торпеды.

Для разрушения металлических предметов на забое используют кумулятивные торпеды.

Торпедирование скважин производят как в обсаженных скважинах, так и в скважинах с открытым забоем. Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают забойку (пробку) — жидкую (нефть, вода, глинистый раствор) или твердую (песок, глина, цементный мост).

 

Какие геофизические методы эффективны при контроле обвод­нения нефтяных, пластов в скважинах, обсаженных стальными тру­бами? Газовых пластов?

Обводнение газовых скважин контролируют геофизическими, газогидродинамическими, гидрохимическими и термодинамическими методами исследования.
Прогнозирование обводнения газовых скважин представляется возможным, в частности, при использовании методов классификации объектов. Как известно, одним из таких эффективных методов классификации является метод экспертных оценок, или так называемый метод ранговой классификации.
Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения.

Механизм обводнения газовых скважин различен в зависимости от геолого-физических особенностей каждого месторождения.

В целом обводнение нефтяных скважин — процесс закономерный в условиях разработки месторождений при активном поддержании пластового давления. Необходимо только предотвратить преждевременный прорыв воды и снизить темп обводнения.

В процессе обводнения нефтяных скважин иногда происходит накопление известкового или гипсового осадка нафильтрующей поверхности пласта я на частях глубинного оборудования. Эти осадки плохо растворимы, и их трудно удалять из скважины.

Характер обводнения скважин на каждом месторождении и даже на отдельных его участках обусловливается геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта и условиями разработки месторождения. Например, одним из важных факторов, влияющих на интенсивность обводнения нефтяных скважин при разработке искусственным заводнением пластов, является неоднородность ( и трещиноватость) коллекторов как по площади простирания, так и по мощности залежи.

 

Список литературы

1. Стрельченко В. В. Геофизические исследования скважин: Учебник для ВУЗов, -М.: ООО « Недра — Бизнессцентр». 2008. 551с.
2. Сковородников И.Г., Геофизические исследования скважин, УГГУ, Екатеринбург, 2005.
3. Геофизика: учебник / Под ред. В. К. Хмелевского. М.: КДУ, 2007. 320 с.
4. Латышева М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС. Учебное пособие. 2007, 327 с.
5. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие 2009, 148 с.
6. Золоева Г.М., Петров Л.М., Хохлова М.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Учебное пособие 2009, 180 с.
7. Г.М. Золоева, С.Б. Денисов, С.И. Билибин. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. Учебное пособие. 2-е изд., доп. и перераб. 2008. 212 с.
8. Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. М.: Издательский Центр РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011.
9. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин: Учеб. для вузов. Под ред. д.г.-м.н. В.М. Добрынина, к.т.н. Лазуткиной Н.Е. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. 400 с.
10. Горбачев Ю.И. Геофизические исследования скважин: Учебник для вузов/Под ред. Каруса Е.В. М.: Недра, 1990. 398 с.;
11. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 315 с.; Дахнов В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин: Учебник для вузов.М.: Недра, 1982, 448 с.
12. Геофизические исследования скважин (справочник мастера по промысловой геофизике). Под редакцией: проф. В.Г.Мартынова, доц. Н.Е.Лазуткиной, доц. М.С.Хохловой. Москва-Вологда: Издательство «Инфра-Инженерия», 2009, 960 стр., ил. 243, табл.96.