авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование метрологического обеспечения нейтронного каротажа нефтегазовых скважин

-- [ Страница 2 ] --

Техническая сущность и основное отличие новой методики приготовления СО насыпного типа от ранее применяемой заключается в новой последовательности заполнения корпуса СО веществом-носителем свойств и другой методике выполнения измерений параметров. Сначала измеряется объем засыпки путем заливки в корпус СО воды с помощью 100 дм3 мерника до уровня контрольной отметки. Затем вода полностью сливается и в пространство между внутренней стенкой корпуса и наружной стенкой тонкостенного имитатора скважины вновь заливают дозированное количество жидкости (пресной воды, соленой воды или дизельного топлива). Затем в эту жидкость засыпается расчетное количество навесок крупной фракции (слой) кальцитовой или кварцитовой крошки, которая выравнивается и уплотняется. Далее засыпается расчетное количество мраморного (или кварцевого) песка. Затем специальным устройством создаются в слое горизонтальные потоки жидкости, позволяющие песку плотно заполнить поровое пространство засыпанной крошки и удалить оставшиеся мелкие пузырьки воздуха. При этом верхняя часть порового пространства первого слоя крошки остается не заполненной песком на 10 – 15%. Затем засыпается вторая навеска крошки, выравнивается и уплотняется. После чего вновь засыпается расчетное количество песка. Далее процедура засыпки продолжается до полного заполнения объема СО до уровня контрольной отметки. По мере необходимости периодически в корпус СО доливается дозированный объем жидкости. После полной засыпки СО измеряется объем жидкости, находящейся выше уровня засыпки крошки и песка. Этот объем излишней жидкости измеряется (обычно методом косвенных измерений путем ее взвешивания и предварительного определения ее плотности) и вычитается из общего суммарного объема залитой в поровое пространство СО жидкости.

Данная методика приготовления СО пористости позволила почти полностью избавиться от остававшихся в процессе пропитки СО пузырьков воздуха, так как в процессе засыпки крошки и песка они свободно выходят на поверхность жидкости. Процесс освобождения от пузырьков воздуха становится визуально контролируемым. Кроме того, новая технология обеспечивает высокую однородность распределения песка в пространстве между фракциями крошки путем создания специальным устройством горизонтальных потоков жидкости вдоль поверхности засыпанного слоя крошки в процессе засыпки песка. Такая методика обеспечивает также высокую степень уплотнения насыпного материала СО сразу в процессе его приготовления, что гарантирует высокую стабильность аттестованных параметров СО во времени.

Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО и их определение (словесное описание) приведены в табл. 1.

Аттестуемое значение плотности необходимо как для градуировки аппаратуры плотностного ГГК, так и для контрольной оценки коэффициента пористости на основе измерений плотности твердой и жидкой фракций материала СО.

Доверительные границы интервала для истинного значения каждого из воспроизводимых параметров определяются как симметричный интервал (со знаком ±) при доверительной вероятности 0,95 вокруг среднего значения измеряемого параметра.

Таблица 1 - Перечень аттестуемых параметров (характеристик) созданных СО

№ п/п Наименование параметра Определение параметра Диапазон для аттестованных значений Пределы абс. погрешности
1 Коэффициент общей пористости Отношение объема жидкой и газообразной фазы вещества к общему объему СО при температуре + (20±2) оС от 0% до 40% ±0,3%
2 Коэффициент водонасыщенной (нефтенасыщенной) пористости Отношение объема воды (нефти) в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре +(20±2) оС от 0% до 40% ±0,3%
3 Коэффициент газонасыщенной пористости Отношение объема газа в СО к общему объему вещества-носителя свойств СО при температуре + (20±2) оС от 0% до 40% ±0,3%
4 Плотность Отношение общей массы вещества-носителя свойств СО к общему объему этого вещества при температуре плюс (20±2) оС. от 2000 до 2800 кг/м3 ±20 кг/м3

При определении аттестуемых параметров СО насыпного типа применялся объемно-весовой метод измерений коэффициента общей пористости и плотности горных пород. При определении аттестуемых параметров СО монолитного типа применяется метод гидростатического взвешивания керновых образцов, отбираемых в процессе бурения скважины.

Для СО кальцитовых и доломитовых водонасышенных горных пород насыпного типа двухфракционного состава воспроизводимое значение коэффициента водонасыщенной пористости определяется по формуле:

, (1)

где - общий объем воды, заполнившей поровое пространство СО в процессе засыпки мраморной крошки и песка до уровня контрольной отметки; - объем природной воды, оставшейся в мраморной крошке в объеме засыпки; - объем природной воды, оставшейся в мраморном песке в объеме засыпки; - общий объем области засыпки модели мраморной (или доломитовой) крошкой путем измерений объема воды мерниками. При этом, массовое содержание воды в крошке и песке определяется лабораторным путем по разнице исходной и полностью высушенной навески крошки по формуле (в долях):

, (2)

где - масса навески крошки или песка - исходного материала-носителя свойств; - масса той же навески крошки, высушенной в термостате при температуре 105 оС в течение 24 часов.

Особенностью новой методики выполнения измерений (МВИ) коэффициента пористости СО кальцитовых и доломитовых нефтенасышенных (или газонасыщенных) горных пород насыпного типа одно- и двухфракционного состава является то, что предусмотрено определение и коэффициента нефтенасыщенной (или газонасыщенной) пористости, и коэффициента остаточной водонасыщенной пористости, обусловленной содержанием природной воды в исходном материале. Предусмотрено также полное высушивание (прокаливание) мраморной и доломитовой крошки при приготовлении СО газонасыщенной пористости.

Определение доверительных границ погрешности СО, обусловленной его неоднородностью, выполнялось по следующей методике.

Показатель неоднородности СО определяется на основании результатов измерений коэффициента пористости двухзондовой аппаратурой НК по тепловым нейтронам. Зонд аппаратуры НК последовательно прижимается к стенке имитатора скважины по разным образующим скважины и на разной высоте от дна корпуса СО. Прижатие зонда осуществляется одной и той же стороной корпуса скважинного прибора. Эти прижатия выполняются в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по обе стороны от вертикального шва имитатора скважины.

Сначала оценивается среднеквадратичное отклонение (СКО) случайной составляющей абсолютной погрешности эталонного зонда аппаратуры НК по формуле:

, (3)

где - среднее значение коэффициента пористости, определенное по результатам измерений коэффициента пористости в одной точке контроля; n = 50 и более – общее число измерений в точке контроля случайной составляющей погрешности эталонного зонда-компаратора.

После повторного измерения коэффициента пористости в остальных точках прижатия зонда как по кругу скважины, так и через каждые 10 см по вертикали фиксируются показания аппаратуры по 5 раз с одноразовым прижатием зонда к стенке имитатора скважины. Затем оценивается СКО разброса показаний эталонного зонда аппаратуры НК, обусловленного неоднородностью СО и собственной случайной составляющей погрешности аппаратуры НК, по формуле:

, (4)

где - среднее значение коэффициента пористости, определенное по результатам измерений коэффициента пористости в разных точках прижатия зонда к стенке имитатора скважины по средним из пяти показаний аппаратуры в точке контроля; n – общее число точек контроля неоднородности СО.

Границы абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента пористости СО, обусловленные его неоднородностью, при доверительной вероятности 0,95 определяются по формуле:

, (5)

где - коэффициент Стьюдента, который зависит от количества точек контроля неоднородности СО; при n=15 он равен 2,14, а при n=30 - равен 2,04.

При определении доверительных границ погрешности измерений параметров СО учтены следующие погрешности измерений параметров СО насыпного типа: погрешность мерников; погрешность весов; погрешность от неровности поверхности верхнего уровня засыпки; неоднородность коэффициента пористости по объему вещества-носителя свойств СО.

Граница основной абсолютной погрешности воспроизведения коэффициента водонасыщенной пористости СО карбонатных или песчаных пород насыпного типа при доверительной вероятности не менее 0,95 определялась по формуле:

, (6)

где - нормированный предел допускаемой относительной погрешности мерника 2-го разряда; - оценка относительной погрешности СО, обусловленная неидеальностью поверхности уровня контрольной отметки (уровня засыпки крошки и песка и уровня заливки воды); - граница относительной погрешности СО, обусловленной его неоднородностью при воспроизведении коэффициента пористости для аппаратуры НК.

Описанные выше новая методика приготовления СО пористости и плотности и выполнения измерений позволяет повысить однородность и стабильность СО пористости и плотности пластов горных пород, пересеченных скважиной.

В третьей главе описаны конструктивные особенности и технические характеристики построенных ГСО и СОП для градуировки аппаратуры НК.

Рис. 1. Модель кальцитового пласта (монолитный блок коелгинского мрамора, диаметр 1,3 м, высота 1,6 м, Кп = (0,8 ± 0,2)%, dс = (124,0 ± 1,0) мм  Модели песчаных пластов насыпного типа, диаметр 2 м и 1,4 м, высота 2 м и 1,6 м, -22 Рис. 2. Модели песчаных пластов насыпного типа, диаметр 2 м и 1,4 м, высота 2 м и 1,6 м, диаметр скважин 120, 156, 216 и 295 мм.

Конструктивно СО горных пород монолитного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлен мраморный, доломитовый или кварцитовый блок с вертикальной скважиной заданного диаметра (рис. 1). Корпус СО и скважина заполнены питьевой водой.

СО насыпного типа представляет собой цилиндрический корпус из нержавеющей стали, внутри которого установлены несколько дюралюминиевых тонкостенных стаканов – имитаторов скважины разного диаметра (рис. 2). Пространство между корпусом и имитаторами скважины заполнено мраморной или кварцитовой крошкой, мраморным или кварцевым песком и питьевой водой (или соленой водой, или соляркой, или воздухом).

В процессе эксплуатации требуется следить за герметичностью эталонов насыпного типа. Для этого в крышке корпуса СО предусмотрено отверстие с пробкой, через которую определяют уровень жидкости над поверхностью насыпного материала.

Новый комплект государственных стандартных образцов свойств и состава (моделей пластов) горных пород, пересеченных скважиной, а также СО предприятия (СОП) были построены в 2004-2005 г.г. в корпусе эталонов ГУП ЦМИ «Урал-Гео», их параметры приведены в табл. 2. Данный комплект СО «Урал-Гео» внесен в Реестр ГСО России под номером ГСО 8784-2006.

Из приведенных характеристик данного комплекта СО (см. табл.2) видно, что имеются 22 скважины, позволяющие зафиксировать показания аппаратуры НК с любыми зондами в разных геолого-технических условиях и построить семейство из 9-ти градуировочных характеристик (ГХ) для каждого типа зонда (НГК, ННК-т, ННК-нт).

Три градуировочных характеристики могут быть построены для чистых водонасыщенных кальцитовых пластов, пересеченных скважинами диаметром 124, 156 и 216 мм. Четыре градуировочных характеристики могут быть построены для чистых песчаных пластов, пересеченных скважинами диаметром 120, 156, 216 и 295 мм. По одной градуировочных характеристике могут быть построены для газонасыщенных чистых песчаников и для водонасыщенных чистых песчаников с минерализацией 150 г/л.

Аттестованные значения характеристик СО пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм, построенных и применяемых на некоторых крупных геофизических предприятиях (ОАО «Когалымнефтегеофизика», в тресте Сургутнефтегеофизика, в НПФ «Оренбурггеофизика», в ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»), приведены в табл. 3.

Видно, что в ОАО «Когалымнефтегеофизика», тресте «Сургутнефтегеофизика» и НПФ «Оренбурггеофизика» комплекты СО позволяют строить семейства ГХ.

Таблица 2 - Параметры ГСО, построенных в ЦМИ «Урал-Гео».

Минералогический состав скелета и насыщение порового пространства Коэффиент пористости, % Плотность, кг/м3 Диаметр скважины, мм
ГСО-ПВ-16,6%-2376-120-155-216-295 Песчаник двухфракционный водонасыщенный 16,6±0,2 2376±6 120±1; 155±1; 216±1; 295±1;
ГСО-ПВ-32,5%-2118-120-155-216-295 Песчаник однофракционный водонасыщенный 32,5±0,2 2118±7 120±1; 155±1; 216±1; 295±1;
ГСО-ПВМ150-16,0%-216 Песчаник двухфракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л 16,0±0,2 (2395±6) 216±1
ГСО-ПВМ150-32,7%-216 Песчаник однофракционный водонасыщенный с минерализацией 150 г/л 32,7±0,2 (2139±5) 216±1
ГСО-ПГ-17,0%-2200-216 Песчаник двухфракционный газонасыщенный 17,0±0,2 2200±8 216±1
ГСО-ПГ 34,5%-1745-216 Песчаник однофракционный газонасыщенный 34,5±0,2 1745±6 216±1
ГСО-КВ-0,8%-2696-124 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 124±1
ГСО-КВ-0,8%-2696-156 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 156±1
ГСО-КВ-0,8%-2696-216 Кальцит водонасыщенный (мраморный блок) 0,8±0,2 2696±5 216±1
ГСО-КВ-15,9%-2437-124-156-216 Кальцит двухфракционный водонасыщенный 15,9±0,2 2437±6 124±1; 156±1; 216±1
ГСО-КВ-35,2%-2107-124-156-216 Кальцит однофракционный водонасыщенный 35,2±0,2 2107±5 124±1; 156±1; 216±1


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.