АКУСТИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ (АК). ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ КАРОТАЖА. АКУСТИЧЕСКИЙ ЦЕМЕНТОМЕР (АКЦ). ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАЧЕСТВА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Акустический каротаж
Сущность метода АК. Акустические (или ультразвуковые) методы исследования скважин основаны на изучении упругих свойств горных пород, пройденных скважиной.
Существуют методы, изучающие времена прихода или скорости распространения упругих волн, то есть кинематические характеристики волн. Также существуют методы для изучения амплитуд колебаний волн или затухания волн, то есть динамические характеристики волн. Современные модификации аппаратуры позволяют регистрировать и изучать одновременно и кинематические, и динамические характеристики, так называемую волновую картину всего пакета волн. Такой метод называется волновым акустическим каротажем (ВАК).
Физические основы АК. Для выяснения физической сущности акустического каротажа рассмотрим особенности распространения упругих колебаний.
Если в элементарном объеме некоторой упругой среды в течение короткого времени действует внешняя возбуждающая сила, то в среде возникают напряжения, вызывающие относительное перемещение ее частиц. В результате этого воздействия возникают два типа деформаций: деформация растяжения или сжатия и деформация сдвига. Процесс последовательного распространения деформации называется упругой сейсмической волной. Различают два типа волн – продольные Р и поперечные S.
Продольные волны связаны с деформацией объема среды. Распространение продольной волны представляет собой перемещение зон растяжения и сжатия, при котором частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в направлении, совпадающем с направлением распространения волны. Поперечные волны обусловлены деформациями формы среды и могут существовать только в твердых телах. Распространение поперечных волн представляет собой перемещение зоны скольжения слоев среды относительно друг друга; частицы среды совершают колебания около своего первоначального положения в плоскости, перпендикулярной к направлению распространения волны. Продольная волна распространяется приблизительно в 1.75 раза быстрее поперечной волны, то есть Vр/ Vs = 1.73.
Упругая волна, распространяясь во все стороны, захватывает все более удаленные области. Поверхность, отделяющая в данный момент времени область среды, в которой уже возникло колебание частиц, от той, где колебания еще не наблюдаются, называется фронтом волны. Линии, нормальные к волновым поверхностям, носят название лучей. Если упругая волна достигает границы раздела двух сред с различными упругими свойствами, часть энергии волны отражается – образуется отраженная волна, а часть проходит через границу – проходящая волна или преломленная волна, так как при этом происходит изменение ее направления по причине различия акустических свойств первой и второй среды. Между направлениями падающей и проходящей волн существует следующее соотношение: 
,
Аппаратура АК. Для возбуждения и наблюдения упругих волн в скважину опускают зонд, который может содержать один или несколько излучателей и приемников упругих волн. Основными видами зондов в настоящее время являются скважинные приборы.
Трехэлементный акустический зонд, состоит из двух излучателей колебаний и одного приемника и обозначается сверху вниз: И2 0.5 И1 1.5 П ( расстояния между излучателями и приемниками даны в метрах). Этот зонд эквивалентен зонду, состоящему из двух приемников и одного излучателя П1 П2 И. Расстояние между приемниками (излучателями) в трехэлементном зонде АК является базой зонда S. Длине зонда соответствует расстояние от средней точки между одноименными элементами (которая является точкой записи) до разноименного элемента Ls. Длину зонда L выбирают такой, чтобы получить достаточно интенсивный сигнал в породах с большим поглощением волн, обычно L = 1.5- 2м.
Регистрируемые параметры. Если записать все воспринимаемые приемником колебания, то получим график приходящих к нему волн – волновую картину. На волновой картине последовательно отмечаются первое вступление и колебания продольной головной волны Р121, поперечной головной волны Р1S2P1, прямой волны Р1, идущей по раствору, и другие волны. На волновой картине первое отклонение от положения равновесия называется вступлением волны. После первого вступления на развертке для каждого приемника наблюдается серия гармонических колебаний затухающих продольных, поперечных и других волн. Современная аппаратура акустического каротажа позволяет регистрировать волновую картину распространения упругих колебаний, поэтому метод в этой модификации называется волновым акустическим каротажем (ВАК).
Интерпретация результатов АК. Параметры акустического каротажа используются как для качественной, так и для количественной интерпретации.
Основные решаемые задачи:
— литологическое расчленение разреза и расчет упругих свойств пород;
— локализация трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород;
— определение коэффициентов межзерновой и вторичной (трещинной, каверновой) пористости коллекторов, характера их насыщения;
— выделение проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах.
Измерения выполняются в необсаженных и обсаженных скважинах.
Вследствие влияния многих факторов диапазоны изменения скоростей (интервального времени) и эффективного затухания продольной волны отдельных литологических разностей достаточно широки. Поэтому по данным АК уверенно выделяются только крупные литологические комплексы. Более тонкая и точная интерпретация проводится в комплексе с другими методами ГИС.
Карбонатные породы с межзерновым типом порового пространства характеризуются минимальными среди остальных горных пород значениями и минимальным затуханием a упругих волн. Величина DТ в песчаниках больше, чем в карбонатных породах и зависит в большей степени от их сцементированности, уплотнения и разности горного и пластового давления. Глины и аргиллиты характеризуются максимальными значениями DТ в зависимости от глубины залегания. Глинистые породы характеризуются промежуточными показаниями между значениями в чистых карбонатах и песчаниках.
Параметры АК, кроме литологического состава, имеют тесную связь с пористостью горных пород. Общая тенденция является такой, что с увеличением пористости время распространения упругих волн увеличивается.
Наиболее тесную связь с коэффициентом пористости имеет акустический параметр DТ. Связь этого параметра с коэффициентом пористости в наиболее простом ее виде выражается через уравнение среднего времени:
DТ=(1-Кп)DТск+КпDТж, где DТск и DТж – интервальные времена пробега волны в минеральном скелете породы и жидкости, заполняющей поры. Если значения DТск и DТж известны, то 
. Величина DТск зависит от минерального скелета и характеризуется вполне определенными значениями, которые для самых распространенных породообразующих минералов приведены в таблице:
| СРЕДА | ΔТ,мкс/м | ПРИМЕЧАНИЕ |
| каверна большого диаметра | 580-600 | максимальные показания |
| плотные известняки Кп>1% | 155-160 | минимальные показания |
| плотные доломиты Кп Vц. В этом случае кривые Ап и Тп сходны с аналогичными кривыми, полученными в необсаженной колонне и соответствуют кривым других геофизических методов. Проводится АКЦ через 1-2 суток после цементирования колонны. В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшим излучателем и приемником от 0.7 до 1.5 м и базой зондов (расстояние между приемниками)- в пределах 0.3-0.6 м. Скважинный прибор центрируется. Акустическая цементометрия (АКЦ) относится к основным исследованиям, проводится в каждой поисковой и разведочной скважине, в колонне, по всему разрезу.Определяется наличие цемента и характер его сцепления с колонной и породой. Измерения проводятся совместно с ОЦК электротермометром. Измерения дублируются контрольным перекрытием по всему расчетному интервалу цементирования. Оптимальное время проведения АКЦ устанавливается геологической и геофизической службами для типовых конструкций скважин, глубин, технологий цементажа и свойств цемента. АКЦ рекомендуется повторять непосредственно перед перфорацией каждого объекта. Акустическая цементометрия производиться при помощи аппаратуры АКЦ-М. АКЦ-М. Назначение. Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин. Данные по аппаратуре. Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120 о С, с гидростатическим давлением до 80 МПа. Гамма-гамма цементометрия (ГГК-Ц) Контроль качества цементирования методом гамма-гамма цементометрии (ГГК-Ц) относится к дополнительным методам, проводится в колонне, в тех поисковых и разведочных обсаженных скважинах, где по данным ОЦК-АКЦ не может быть однозначно решен вопрос качества цементирования (наличие слабозацементированных интервалов, наличие разрывов сплошости цемента и другие особенности, обусловленные изменениями объемной плотности цементного камня в затрубном пространстве). Определяется наличие или отсутствие цемента по разнице объемных плотностей затрубных сред. Масштабы регистрации для диаграмм ГГК-Ц (толщиномер, селективный и интегральный счет) определяются по районам работ с учетом конкретных конструкций скважин и обсадных колонн. Обеспечивается высокое качество измерений кривых ГГК-Ц для достоверного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по всему диапазону изменения объемных плотностей сред в затрубье. Диаграммы ГГК-Ц низкого качества не решают задачу разделения затрубных сред по объемной плотности и могут внести ложную информацию в наборы методов контроля цементажа. Время проведения ГГК-Ц после цементирования не лимитируется. Измерения методом ГГК-Ц дублируются перекрытием по всему интервалу цементирования. Метод ГГК-Ц реализован на аппаратуре ЦМ8/10 и СГДТ-НВ. ЦМ-8/10. Назначение. Прибор ЦМ-8/10 предназначен для определения качества цементирования нефтяных и газовых скважин методом рассеянного гамма-излучения. Аппаратура эксплуатируется в комплекте со следующими изделиями: — трехжильным кабелем типа КГ3-67-180 длиной до 1500 м; 47. Основными задачами являются: 1) контроль за продвижением контура нефтегазоносности и перемещением ВНК, ГНК; 2) выявление обводненных слоев и прослоев; 3) определение характера жидкости, притекающей к забою; 4) оценка прием-ти пластов и интенсивности притока жидкости из различных частей; 5) установление интервалов затрубной циркуляции; 6) контроль технического состояния скважин и ряд других колонной, основные сведения о перемещении водонефтяного и газожидкостного (газ — вода и газ—нефть) контактов получают по данным радиоактивного каротажа и в ряде случаев термометрических измерений. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДАННЫХ ТЕРМОМЕТРИИ По данным термометрии в неперфорированных пластах прослеживают местоположение закачиваемых вод по площади и возможный их переток в затрубном пространстве. В перфорированных пластах термометрия применяется для выделения интервалов обводнения (отдающих жидкость в эксплуатационной и поглощающих — в нагнетательной скважине). Решение задач производится путем сравнения геотермы (базисной температурной кривой) с термограммами исследуемых скважин. Прослеживание фронта распространения по пласту закачиваемой воды базируется на различии температуры нагнетаемой жидкости и пластовых вод. Обводненный пласт, в который обычно закачивается вода с меньшей температурой, чем температура пластовой воды, отмечается на термограмме отрицательной аномалией по сравнению с геотермой (рис). Обводненный пласт, как это схематически изображено для типовой термограммы (рис. 169,А), определяется по положению точки Mt характеризующейся минимальной температурой AT. Границы распространения температурного фронта нагнетаемых вод определяются проведением вспомогательной прямой аб. Вспомогательная прямая проводится параллельно геотерме на расстоянии dT/2 от нее с учетом погрешности записи термограммы. Границы температурного фронта соответствуют точкам пересечения а и б. В наклонных скважинах геотерма, являющаяся типовой для данного района, перестраивается с учетом угла наклона скважины. На рис. 169,5 приведен пример установления интервала прорыва закачиваемых вод по пласту по комплексу ГИС; против обводненного пласта зарегистрирована отрицательная температурная аномалия. Общим признаком затрубной циркуляции между пластами-коллекторами является КОНТРОЛЬ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН Для выделения ВНК и ГЖК в обсаженных скважинах применяют импульсные методы нейтронного каротажа ИННК, ИНГК и стационарные НГК, НКТ. В отдельных случаях для этой цели можно использовать диаграммы ГК и ГГК. Основные положения интерпретации заключаются в том, что против нефтеносной части пласта значения НГК ниже, чем против водоносной. По кривым НКТ и ИНК нефтегазоносные пласты отмечаются повышенными значениями по сравнению с водоносными. Контроль разработки перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно из-за: 1) естественного подъема ВНК в процессе эксплуатации и достижения им перфорационных отверстий; 2) подтягивания конуса подошвенной воды; 3) притока воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо; 4) вытеснения нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым пластам. Все эти случаи поддаются изучению импульсными методами На рис. 172 приведены примеры исследования ИНГК обводненных перфорированных пластов. На рис. 172, а представлен однородный нефтенасы щенный пласт, перфорированный на 9 м выше уровня подошвенной воды (ВНК).
48. РАСХОДОМЕТРИЯ СКВАЖИН Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины расходомерами. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные. Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором. По данным точечных измерений, проводимых последовательно и равномерно в заданных точках, дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах (рис. 176). Интегральная кривая характеризует суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой кривой наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Интегральная расходограмма служит для построения дифференциальной зависимости (см. рис. 176, кривая 2), характеризующей интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Из анализа расходограмм следует, что не все проницаемые прослои, выделяемые в разрезе по геолого-геофизическим данным, работают. Отсутствие поступления нефти из пласта в скважину возможно из-за малой проницаемости и градиента перепада давления в пласте, загрязнения прискважинной зоны, неполноценной перфорации колонны и др. В примере исследования профиля притока расходомером и плотномером (рис. 177) рения, проведенные через 1,5 мес после введения скважины в эксплуатацию, показали, что в отдаче нефти участвует только верхняя часть пласта мощностью 2,6 м. Для улучшения поступления нефтей из пласта в колонну скважины в интервале 1325— 1333,5 м была проведена дополнительная перфорация, в результате дебит безводной нефти возрос с 39 до 60 м 3 /сут. Повторные измерения показали, что мощность отдающего интервала увеличилась на Основным преимуществом гидродинамических расходомеров является сравнительно небольшое влияние состава флюида на результаты измерений и возможность количественной оценки притока жидкости из интервала перфорации. Недостатки их следующие: низкая чувствительность к малым дебитам (1— 5 м 3 /сут), частые отказы из-за наличия в жидкости механических примесей (песка, глинистых частиц). ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Эти работы проводятся чаще всего для определения мест притока воды в скважину с помощью резистивиметров. Показания резистивиметра сильно зависят от характера водонефтяной смеси, которая может быть гидрофильной (вода образует непрерывную фазу, а нефть присутствует в виде капель) и гидрофобной (вода содержится в виде капель). Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. Такой переход отмечается при критическом нефти в воде (30—60%) и может соответствовать притокам нефти в скважину. Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (е’ 80) и нефти (е’=2-6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера ВГО. Чувствительным элементом такого прибора является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100—500 м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5—1 кГц/см. Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. Для этого строят график зависимости частоты измеряемого сигнала f от содержания воды; с увеличением содержания воды показания влагомера растут. В примере выделения заводняемого пласта с использованием влагомера ВГД и расходомера РГД (рис. 178) перфорированы три пласта, общий приток жидкости составлял 360 м 3 /сут. По показаниям влагомера в интервале нижнего пласта обводненность потока достигала 88 %, снижаясь в пределах верхних пластов до 55%. При проведении ремонтных работ и отключении нижнего обводняющего пласта скважина стала давать безводную нефть с дебитом 200 м 3 /сут. К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосо-держания в тех случаях, когда водосодержание более 50 %, чувствительность ВГД к механическим примесям. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию при контроле за обводнением перфорированных скважин. Дата добавления: 2018-08-06 ; просмотров: 2585 ; Мы поможем в написании вашей работы! Записки с буровой. Геофизические исследования в скважине.Привет Пикабу! И снова хотелось бы отдельно поприветствовать и поблагодарить своих подписчиков, число которых растет. Как я говорил: своими плюсами, подписками и комментариями вы мотивируете меня писать дальше. Сегодня я постараюсь вам рассказать о геофизических исследованиях в скважине (далее ГИС), как того просил @vovkaTankist в моем первом посте.
Геофизические исследования скважин (ГИС) — комплекс методов разведочной геофизики, используемых для изучения свойств горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. А также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две группы — каротаж и скважинную геофизику. ГИС выполняются для изучения геологического строения разреза, выделения продуктивных пластов (в первую очередь, на нефть и газ), определения коллекторских свойств пластов. Вполне емкое и понятное определение давайте дальше уже своими словами. В бурении ГИС очень часто используют: для контроля за качеством цементирования и профиля скважины, для получения информации о геологическом разрезе в целом и более детальном изучении характеристик продуктивного пласта, для привязки скважины к геологическому разрезу, для ориентирования клина-отклонителя при ЗБС (забурке боковых стволов) и др. Теперь обо всем помаленьку. Есть два вида ГИС отличающиеся друг от друга по способу спуска оборудования в скважину: -ГИС на кабеле используется в скважинах с зенитным углом до 60 градусов. -ГИС на трубах соответственно при угле более 60 градусов, в горизонтальных окончаниях При проведении ГИС на кабеле используют так называемый подъемник это транспортное средство (Камаз, Урал и пр.) на котором установлена лебедка, принципиально выглядит так:
Собирается геофизический прибор на поверхности, цепляется на кабель, по которому подается питание на приборы, спускается в скважину путем раскручивания троса на лебедке через пару роликов (блок-балансы) на поверхности.
На лебедке установлен датчик веса и датчик оборотов, с помощью него передается информация на пульт начальнику партии и он отслеживает положение прибора и его свободное хождение (в результате не качественной подготовки ствола скважины могу происходить осыпи, сужения и дорогостоящие приборы могут застрять в скважине), спускают до исследуемой глубины, поднимают, производят первичную интерпретацию, на дальнейшую интерпретацию передают в КИП, КИП обрабатывает информацию и выдает её заказчику в виде отчета. Вид диаграммы будет зависеть от того какие и сколько приборов спускались в скважину:
Мы подошли к вопросу: когда же на моем опыте бурения скважин мы проводили ГИС и какую информацию нам это давало? Во первых условно их можно поделить на 3 части (каждый можете загуглить отдельно писать про них можно очень много, и здесь далеко не все методы): — Общие исследования (2КС, БК, ГК, ПК, ГГК, НГК, резистивиметрия, акустический, кавернометрия, инклинометрия и пр.) -Методы тех. контроля (АКЦ, ГГДТ, ГК, ЛМ и пр.) -Детальные исследования пласта (БКЗ, БМК, МК, ИНК, СГК, ЯМК, диэлектрический волновой каротаж и пр.) После цементирования колонны также проводиться ГИС с целью точного определения глубины спуска колонны (часто бывают ошибки), качества цементирования, степени подъема цемента (если цементирование прошло не штатно). После достижения проектного забоя проводится заключительный каротаж для определения свойств пласта и привязки скважины. На разведочных скважинах (когда запасы только разведываются, геологический разрез недоизучен, запасы неоконтурены) запрещено оставлять более 5 метров открытого ствола без прописанного комплекса ГИС. Ну вот такой пост получился в этот раз, маленькие посты видимо мне никогда не написать, каждая тема на столько объемна, что даже после написание огромного поста понимаю, что пробежался лишь по верхушкам и многие важные моменты мог упустить. Данная информация может быть местами не точной, т.к. я сам не являюсь геофизиком и могу не знать нюансов данной работы. Дополню: прочитав пост Геофизик и радиация пикабушника @Kadmir могу полностью подтвердить что геофизики во-первых не бояться радиации в привычном понимании, во вторых очень часто от них слышал что руками гораздо быстрее и в итоге получат меньше облучения чем если будут пользоваться спец. средствами при установки источника, работали молодые парни. Зеленого свечения за ними при этом не замечал =), прочитав пост убедился что все геофизики одинаковые. Бонусом фото утки которая перепутала озеро с шламовым амбаром и сильно измазалась в нефти, нам пришлось её долго отмывать и сушить перед тем как отпустить, она нас «отблагодарила» изрядно обгадив всю сушилку. Всем добра и берегите природу!
Интересное рассуждение мудрого человека«Первая советская нефть пошла за границу в конце 1960-х или начале 1970-х. И мы вдруг выяснили, что фантастически богаты. Но жили же мы без этих нефти и газа, и стали при этом мощнейшей мировой державой»
На нефтяном трубопроводе в Мексиканском заливе вспыхнул пожар
Поиск и разведка нефтегазовых месторождений на европейском СевереНенецкий автономный округ занимает четвёртое место в России по запасам нефти. В регионе насчитывается 93 месторождения углеводородного сырья. Большие запасы обусловлены тем, что территория округа – это северная часть Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, занимающей территорию около 600 тыс. км² (сопоставимо с площадью Украины). За счёт того, что продуктивные пласты залегают относительно неглубоко, разработка месторождений в Ненецком АО является высоко рентабельной. При этом разведанные запасы нефти в регионе выработаны только на четверть, а газа – не более, чем на 1,5%. Поиском и разведкой месторождений углеводородов в этом регионе занимается ПАО «ГЕОТЕК Сейсморазведка», одна из крупнейших геологоразведочных компаний в мире. В этом сезоне специалисты компании завершают двухгодичную разведку Ванейвисского и Лаявожского нефтегазоконденсатных месторождений по заказу компании «Газпром».
Ненецкий автономный округ, расположенный преимущественно в субарктической зоне, богат и другими полезными ископаемыми. Помимо нефти, газа и газового конденсата, здесь обнаружены золото, алмазы, марганец, медь, никель, а также агаты и флюорит.
Ванейвисское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1973 году, располагается в 47 километрах от Нарьян-Мара, столицы региона. Это третье по запасам газа месторождение в регионе, освоение и разработка которого еще не начаты. База сейсморазведочной партии №100 «ГЕОТЕК Сейсморазведка», которая в этом сезоне завершает работы на Лаявожском и Ванейвисском месторождениях общей площадью более 600 км².
Полевой лагерь: жилые и производственные вагон-дома на санях – «балки», полностью оснащенные для комфортного проживания и работы при минусовых температурах и шквальных ветрах. Работники партии, более 250 человек. Большая часть из них приезжают из Республики Коми и Ненецкого АО.
Сейсморазведка в тундре зимой требует использования специальной техники. Один из незаменимых помощников – многоцелевой тягач МТЛБ.
Гусеничный транспортер ГАЗ-34039 (на переднем плане) – ещё одна машина повышенной проходимости, которая оптимально подходит для эксплуатации за Полярным кругом.
Большеземельская тундра. Климат Ненецкого округа в основном субарктический, континентальный. Он определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. В целом, для округа характерна длительная зима, короткое лето, сильные ветра и небольшая величина снежного покрова. Топографы осуществляют вынос в натуру с одновременной привязкой пунктов геофизических наблюдений и закрепляют их на местности вешками.
Контроллер современной двухчастотной навигационной спутниковой системы GPS/GLONASS, позволяющей в режиме RTK (Real Time Kinematic) определять положение точек геофизических наблюдений с сантиметровой точностью.
В результате получается такая «сетка» 300х300 метров. Площадь исследований, расчерченная сейсмопрофилями.
Идущие следом за топографами самоходные буровые станки осуществляют бурение взрывных скважин.
Вращательное роторное шнековое бурение.
Установка сейсмоприёмников. Зарегистрированные ими колебания – сейсмограммы, обрабатываются специальными вычислительными комплексами. После геолого-геофизической интерпретации эта информация дает представление о строении земной толщи и наиболее перспективных для скопления углеводородов участках – залежах.
«Сейсмокосы». По-научному: четырехканальное звено полевой телеметрической системы сбора данных. Синие коробки – FDU (Field Digital Unit), полевые цифровые модули, каждый из которых – маленький, но мощный компьютер, преобразующий аналоговый сигнал датчиков в цифровую кодовую последовательность и передающий данные по цифровому кабелю в реальном времени с частотой дискретизации 2 мс.
Возвращение техники в партию с ночной смены.
Спуск обсадной колонныДобрый день. По просьбе подписчиков, которых у меня аж 8 человек, пишу пост про спуск обсадной колонны в скважину. Извините, что так долго, не мог собраться=) Приступим. Обсадная колонна, далее (ОК) это труба, которая нужна для укрепления скважины и изоляции продуктивных пластов. ОК изготавливается из стали. Диаметр ОК, которую применяют на нашем месторождении это 340,245,178,114 мм. Вот фото ОК (взято из интернета)
Конструкция каждой трубы включает в себя ниппельную часть трубы
После того, как буровая пробурила одну секцию скважины и достала из пробуренной скважины весь «инструмент», приступают к спуску ОК 340мм (повторяюсь, у нас на месторождении такие диаметры, но бывают и другие). Трубу поднимают на буровую с помощью лебедки (кермак) и закрепляют ее на элеваторе.
На фото видно, что одна труба уже установлена в роторе, держат ее ручные клинья. Они находятся сразу под механическим ключом(УМК, желтый с тросом на конце), другая на элеваторе. Так же на первую трубу навинчивают «башмак». Он нужен, что бы закрыть ниппельную часть трубы от повреждений и для направления трубы в скважину. В башмаке так же установлен обратный клапан, что бы можно было прокачать буровой раствор через ОК. После того как, на первую трубу накрутили «башмак» с помощью гидравлического ключа и опустили до низа роторного стола, приступают к подъему следующей трубы и навинчиванию ее на ту трубу, которая уже в роторе. И так весь процесс повторяется. Как правило в первую секцию, которая называется «направление» спускают порядка 5-15 трубок. В видео видно, как происходит процесс свинчивания ОК. Видео взято из инсты, так как свои видеозаписи выкладывать не собираюсь.
Так же на трубы устанавливают центраторы «фонари». Они нужны для центровки трубы в скважине. Что бы труба располагалась по центру. Это нужно для лучшего цементирования, что бы цемент распределился по всей длине трубы и что бы не было пустых полостей между трубой и станками скважины. Цемент сначала закачивают внутрь трубы, потом продавливают его, пока он не выйдет на поверхность (на устье).
После цементирования. Ждут застывания цемента (ОЗЦ- ожидание затвердевания цемента). Далее продолжают бурить следующую секцию. У нас это «кондуктор». Процесс повторяется в том же порядке. Но уже с применением другого оборудования. Вместо ручных клиньев могут использовать «спайдер» Это устройство так же используется для удержания трубы над скважиной, но без применения физической, так как он пневматический. Нажал на педаль, клинья поднялись, еще раз нажал, опустились. Клинья меняются, в зависимости от диаметра трубы.
Для свинчивания мы используем гидравлический ключ Weatherford 16-25. Им мы свинчиванием трубы диаметром от 340 до 178 мм. В ключе меняются «челюсти» для разных диаметров. Они находятся в роторе ключа, на картинке они окрашены в белый цвет.
Везером можно свинчивать трубы и меньшего диаметра, но это не совсем удобно, поэтому мы используем ключ ГКШ-1200 с нижним захватом.
Для труб меньшего диаметра используется маленький «спайдер» СПГ-75
На самом деле еще много о чем можно написать. Все в кучу не хочется собирать. Мы еще используем компьютерную систему для контроля момента свинчивания трубы. Про нее нужно писать отдельный пост. Все выше изложенное описано в общих чертах, так что нужны подробности, задавайте вопросы=) Писатель из меня так себе, но что есть, то есть.
Бурение во время коронавирусаРешила и я рассказать как у нас обстоят дела на буровой. Работаю сейчас на месторождении в Западной Сибири инженером по буровым растворам, в конторе, которая является подрядчиком крупного нефтегазового холдинга. На каждом кусте месторождения подрядчиков много: непосредственно буровики (предоставляют оборудование для бурения, рабочих и бытовые условия в посёлке), сервис по телеметрии, стация геолого-технологического контроля, супервайзер и растворщик, ещё всякие водители, крановщики и повар в столовой могут быть субподрядчиками наших более крупных контор, – все из разных контор. Большинство контор маленькие. Самые крупные – буровики. Несмотря на коронавирус месторождение живёт своей жизнью и работает в своём ритме. Привозятся продукты, питьевая вода. Бурят скважины и переезжают с точки на точку без проблем. Инженеры и начальники в наших конторах на большой земле работают так же как и раньше. Но изменения всё же есть: для представителей мелких контор ничего не меняется, нас будут сменять сменщики в срок и без задержек. А вот у крупных контор буровиков отменили чартерные рейсы для работников, и вообще стараются никого не менять, только по срочным семейным делам и больничным, рабочие и инженеры этих предприятий остаются на вахте пока до 15 мая и это очень большой срок при том, что люди уже месяц-1,5 на работе. И это очень жестко, месяц-то работать тяжеловато, а 2-3 вообще не реально. Начинают происходить внутренние конфликты (ведь коллектив маленький и никуда не деться), все уставшие и не довольные, жалобы в столовой и на инженеров от рабочих по любому поводу, спокойные разговоры срываются на крик и т.д. А ещё все очень переживают за родных и близких, которые остались дома. Лично я звоню каждый день. И каждый день тут ждут новостей с большой земли и всё это обсуждают в курилке и в столовой. Вот такая она долгая вахта. Как в целом падение цен на нефть и мировой финансовый кризис повлияют на нашу отрасль пока не понятно, уж очень большой и не поворотливый механизм у нас (думаю только к лету волна дойдёт). У нас переезд сейчас на другой куст: идёт погрузка химии и вышку уже сложили
Бурение. Как добывают нефть.Породоразрушающий инструмент. Лопастные долота PDCПервый пост по профессиональной деятельности, оказался интересен читателям, даже не смотря на обилие грамматических ошибок. А тут ещё на Пикабу зашёл и увидел как на меня кто-то дюже авторитетный сослался) Да и я снова в аэропорту, а значит самое время запилить новый пост
Собственно на картинке представлен спектр долот, одного из производителей. Очень сомневаюсь, что это весь спектр, так как у завода изготовителя модельный ряд может быть прооооосто огромен. (Даже без учёта модернизации дизайнов и рестайлингов.)
В среде буровиков, считается что долотный сервис это не инжиниринг. На самом деле, всегда необходимо помнить, мелочей в бурении нет. К сути: Бывают, как правило, либо стальными; либо матричными (Отличительно особенностью матричных долот и бурголовок PDC является корпус из спеченного твердого сплава на Подбор метода изготовления корпуса зависит от многих факторов, но по сути подбирается сервисной компанией, опытным путем исходя из результатов ранее пробуренных скважин. с корпусом разобрались вроде, далее лопасти. Ниже несколько примеров
Рандомные фото из интернета) В частности чем меньше лопастей, тем агрессивнее будет долото и как следствие выше механическая скорость бурения. Ну а чем больше лопастей, тем стабильнее поведение долота и его управляемость. тот, кто более ли менее, внимательно смотрел картинки, наверняка заметил отверстия в корпусе долота. смысл их я думаю всем понятен, через эти отверстия, буровой раствор под давлением, выходит из бурового инструмента, и кроме того что служит для охлаждения, вымывания шлама с забоя ещё и гидромониторным эффектом разбивает породу. Вот, приблизительно такому.
Ну а для того, чтоб оптимизировать позитивное и минимизировать негативное, в данные отверстия вкручиваются гидромониторные насадки, определенного (в идеале, Заранее просчитанного диаметра)
Однако, это не даёт мне права утверждать что они бесполезны) Ну вот.
Собственно это и есть вооружение PDC долот. В общем, перед тем, как изготовить долото. в процессе изготовления резцы подвергаются огромному количеству испытаний для придания им прочности. Кстати, резцы изготавливает не так уж много компаний в мире. Ну вот собственно и получился поверхностный взгляд на лопастные буровые долота PDC. Надеюсь, подробнее мы сможем все обсудить в комментариях. В любом случае, спасибо тем, кому было интересно. Извините те, кого оскорбил орфографией. Хорошей вахты тем кто в поле. Спасибо Пикабу, что помог скоротать время в аэропорту. Ну и хорошего мне полёта.
Новый год на буровой!С новым годом работающие Пикабутяне! Снежно-морозный привет с Приобского нефтяного месторождения!
Последний день года.
Закат уходящего года.
Мой скромный новогодний стол))
Как добывают нефть.Наклонно направленное бурение
Пилю пост про то, как искривляют скважину на нефть в процессе бурения в современных условиях. для начала собственно, нафиг вообще это нужно?) есть и другие другие причины, но то такое. В общем кривить скважину однозначно целесообразно.
из одной условной точки захерачим много скважин в разные пласты на расстоянии друг от друга на 2 3 км. На глубине 3 а то и 5 тыщ метров
Приблизительно как на первой попавшейся картинке по запросу в сети. Так то, задача не хилая, на мой взгляд) В общем как это делается в 2019 в РФ. плставили буровую. Для начала бригада (основные люди, которые и строят скважину), совместно с сервисными специалистами (узколобые специалисты, знающие как правило только свой сервис более ли менее сносно, остальное поверхностно. (Сам как раз из таких) собирают компановку низа бурильной колонны. КНБК.
Например такую как на картинке.
А лучше такую, по ней показать проще) Нас в ней интересует ВЗД
Собственно вот он. Фокус весь в том, что он кривой.
Вот такие насечки помогают нам выставить т.н. угол перекоса ВЗД. Что на глаз ввиду размера вполне себе видно.
Конкретно вот так) Поток жидкости через буровые трубы, приводит в движение буровое долото.
На фото как раз вращается квадрат в роторе. В общем все крутится, бурит. А нам надо в пласт, который в трёх км. Где-то слева и в трёх км внизу) Останавливаем ротор. И начинаем бурить только ВЗД.
Тут необходимо понимать, что это лишь верхушка айсберга и информация ну просто ООООООЧЕнЬ поверхностна, но по сути все устроено именно так.
Условно говоря секцию 1 и 3 на первой картинке мы бурим ротором. С остальными картинками, попробуйте определить сами)))) Теперь переходим к самому интересному.
Как все это происходит в механике, мы поняли. добрались до заданной траектории, и необходимо продолжить бурение прямого участка, без изменения параметров кривизны, включаем вращение ротора и продолжаем углубляться. А как мы определяем каким способом нам необходимо бурить и в какую сторону? Для ответа на этот вопрос переходим к следующему элементу КНБК. Весь фокус в том, что телесистема, позволяет видеть, куда смотрит угол перекоса ВЗД. На ней выставляется т.н. метка ноль. Зафиксировали эту штуку. И теперь знаем, что условный ноль у нас ровно там же, где и искривление двигателя. Благодаря телесистема, мы можем в реальном времени видеть, куда направлено искривление ВЗД в пространстве.
Вот так вот это выглядит. В зависимости от оборудования, интерфейсы, конечно же могут быть иными. Но суть всегда такая. Собственно вот так и бурится, наклонно направленная скважина в наше время, в нашей стране. Технологий масса, и это не обязательно телесистема, (хотя они разные и по принципу действия и по принципу приема сигнала. Принципиально разные бывают, в общем) И не обязательно ВЗД. Хотя, все большую долю рынка захватывает сейчас бурение при помощи РУС. (Роторно управляемых систем.) Вот вроде в кратце и все. В случае если лишь, навел кашу в голове обилием слов и маленькой концентрацией сути, готов дать комментарии в комментариях)))) Надеюсь, кому нибудь будет интересно. В любом случае, спасибо что Пикабу дал возможность скоротать время в аэропорту.
Ну и немного передовых технологийОбязательно со звуком.
Буровая БУ-3000 ЭУК изнутри
Цепной редуктор буровой лебедки
Высоковольтный приводной асинхронный электродвигатель с фазным ротором
Электропорошковый тормоз ТЭП-45
Буровой насос F-1600
Центральная система глиноочистки Derrik
Шламовый насос ЦСГО
Лига буровиков, нефтяников и горнодобытчиковЕсть предложение создать Лигу буровиков, нефтяников и горнодобытчиков для объединения пользователей и постов по данной тематике. Тема нашей деятельности обширна и интересна с точки зрения «историй из жизни» и науки и техники. Думаю коллегам есть чем поделиться: историями, юмором, новостями из профессиональной области, опытом работы, красивыми снимками. Я написала 2 поста на тему своей работы, которые вызвали интерес и обсуждения у пикабушников (https://pikabu.ru/story/pro_rabotu_na_burovoy_dolzhnosti_i_k. https://pikabu.ru/story/pro_rabotu_na_burovoy_byit_uklad_i_n. ). Многие захотели рассказать и свои истории. Нашлись люди, с которыми я училась вместе и знаю лично. В общем, прошу создать для нас Лигу. Будем обмениваться информацией и опытом, рассказывать о своей профессии другим пикабушникам, вспоминать истории из профессиональной деятельности, делиться интересными фактами, находить родные души)
Библиотека нефти и газаТак уж случилось, что всю свою сознательную жизнь я посвятил бурению скважин на нефть и газ. Разведочные, параметрические, эксплуатационные, опорные, вспомогательные и пр. и пр. за время работы накопилось множество книг по тематике Upstream, т.е. разведка, добыча, внутрипромысловая транспортировка и первичная переработка (подготовка) углеводородов. Часть книг сканировал сам, часть собирал по сети, часть менялся с такими же как я библиоманами. Коллекцию книг начал собирать еще учась в институте в конце девяностых. Затем на производстве и по необходимости во время написания диссертации стал оцифровывать (сканировать/фотографировать) книги, попадающиеся мне. Сначала собирал только то, что касается бурения скважин, но затем понял, что нужно добавить освоение/испытание/машины и механизмы. Некоторые книги просто рука не понимается «выкинуть». Итак, акцент в сборнике книг сделан на теме «Бурение», самой близкой для меня. Так же отличительной особенностью данной библиотеки является ее подробный, систематизированный по разделам каталог, с полными описаниями изданий. Читателю не нужно будет открывать каждую книгу в отдельности и смотреть ее содержимое, достаточно просто прочесть краткое описание в каталоге и решить, подойдет ему это издание или нет. Разделы библиотеки: Данная библиотека в представленном формате идеально подходит как студентам, так и людям, занятым на производстве, где необходима мобильность и скорость получения информации. |
Первоначальное положение ВНК и ГНК в необсаженной скважине устанавливают по данным электрического каротажа. В скважинах, обсаженных
резкое понижение геотермического градиента в интервале перетока. В зависимости от местоположения пласта-источника изменяется расположение термограммы относительно геотермы. Термограммы могут располагаться выше, ниже и пересекать геотермы.
