регистрация /  вход

Обоснование основных требований к аппаратуре ингкс и наземной системе регистрации. Экспериментальные исследования по обоснованию основных функциональных узлов и структурного построения аппаратуры ингк (стр. 1 из 7)

Уральский государственный горный университет

Институт геологии и геофизики

Кафедра геоинформатики

620144 , г. Екатеринбург, ул. Куйбышева 30, УГГУ, ИГиГ, ГИН. Тел. (343)-2576661.

Специальность: 071900 – Информационные системы в технике и технологиях

Специализация: Прикладная геоинформатика в разведочной геофизике

Александр А. Бубеев.

E-mail: bubeev@bk.ru

Руководитель – проф. Давыдов А.В.

E-mail: prodav@yandex.ru

КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

(Сокращенный вариант)

Разработка программно-управляемой аппаратуры спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС)

и технологии скважинных измерений

Содержание

Введение

1. Физические основы и анализ современного состояния аппаратуры и методики ИНГКС.

Физические основы метода История и тенденции развития метода ИНГКС в ведущих зарубежных и отечественных геофизических компаниях. Генераторы нейтронов. Скважинные информационно-измерительные системы. Метрологическое обеспечение зарубежной спектрометрической аппаратуры. Основные измеряемые параметры и особенности первичной обработки. Комплексирование аппаратуры. Спектрометрическая аппаратура с полупроводниковым детектором. Современное состояние аппаратуры и методики ИНГКС. Геолого-технические условия измерений в скважине.

Обоснование основных требований к аппаратуре ИНГКС и наземной системе регистрации.

2. Экспериментальные исследования по обоснованию основных функциональных узлов и структурного построения аппаратуры ИНГКС .

bubeev2a. Основные функциональные узлы. Источник излучения для реализации методики углеродно-кислородного каротажа и экспериментальные исследования стабильности работы и температурного режима генератора нейтронов . Блок детектирования . Определение энергетического разрешения кристаллов . Исследования линейности шкалы блоков детектирования . Обоснование структурного построения аппаратуры ИНГКС . Обоснование числа каналов амплитудного анализатора и ширины канала . Структура построения информационно-измерительной системы аппаратуры. Исследования различных вариантов автостабилизации энергетической шкалы . Обоснование системы приёма-передачи по ТЛС .

bubeev 2 b . Наземная система регистрации для проведения скважинных измерений аппаратурой ИНГКС . Сравнительные испытания аппаратуры ИНГКС с различными блоками детектирования . Физическое моделирование .

3. Разработка программно-управляемой аппаратуры ИНГКС (АИМС) и технологии измерений методом углеродно-кислородного каротажа .

Технические характеристики аппаратуры АИМС . Конструкция аппаратуры АИМС. Термостатирование блока детектирования . Принцип работы скважинной аппаратуры АИМС и основных электронных блоков . Принцип работы информационно-измерительной системы . Характеристика программного обеспечения тестирования аппаратуры. Технология измерений аппаратурой спектрометрического нейтронного гамма-каротажа. Калибровка аппаратуры . Проведение измерений на скважине . Обработка первичной информации и функции качества записи . Метрологическое обеспечение . Обработка результатов измерений. Интерпретационная модель породы. Методика оценки нефтенасыщенности.

4. Результаты опытно-промышленного внедрения аппаратуры АИМС .

История развития и география проведения опытно-промышленного внедрения . Оценка достоверности результатов измерений . Сравнение результатов скважинных измерений аппаратурой ИНГКС с зарубежными аналогами . Результаты испытаний как косвенное подтверждение достоверности измерений по определению текущей нефтенасыщенности по данным углеродно-кислородного каротажа.

Заключение

Литература

Екатеринбург

2005 Введение

В “Основных концептуальных положениях развития нефтегазового комплекса России” рассмотренных на специальном заседании Правительства Российской Федерации в конце 1999 г., отмечалось, что уже в середине 80-х годов советская нефтяная отрасль достигла пика своих возможностей, и чётко наметилась тенденция снижения уровня добычи нефти. По данным официальных источников ТЭК добыча нефти за период с 1990 по 1996 г. снизилась с 516.2 до 301/3 млн. т. и лишь в 2000 г. застабилизировалась на уровне 323.0 млн.т.; вместе с тем, прирост запасов по отношению к добыче с 1991 по 2000 г. снизился с 180.9 до 65.% Такое положение дел связано со многими причинами: это и снижение объёмов геолого-разведочных работ, и уменьшение открытий крупных месторождений (не говоря об уникальных), и объективное снижение нефтедобычи ранее крупнейших нефтяных месторождений вступивших в стадию падающей добычи нефти и др. В результате сложившейся геолого-экономической ситуации нефтяные компании России сосредоточили основные усилия на повышении эффективности разработки уже разведанных месторождений, в первую очередь на повышении коэффициента нефтеизвлечения. Правильность выбора этого направления подтверждается опытом зарубежных нефтяных компаний, которые обеспечивают долю прироста запасов (в последнее десятилетие) за счёт доразведки флангов залежей, вовлечения в разработку пропущенных пластов и прослоев, улучшения системы разработки соответственно на 20, 6.2, 68.7 %

Повышению эффективности контроля за разработкой месторождений и повышению нефтедобычи в первую очередь способствует широкое внедрение информационно-измери­тельных систем и новых технологий ГИС на базе программно-управляемых скважинных приборов. Применение новых технологий исследований, современных мощных компьютеров и программного обеспечения дают нефтяным компаниям реальные возможности повышения нефтедобычи [3].

Для решения задач контроля за изменением нефтенасыщенности коллекторов, применяются различные модификации ядерного, акустического и термического каротажа, гидродинамические методы для измерения расхода и состава скважинного флюида, различные виды каротажа с применением индикаторных жидкостей[1]. В связи с тем, что основной фонд действующих скважин на эксплуатируемых месторождениях составляют скважины, обсаженные металлической колонной, для оценки коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности наиболее широко применяются ядерно-геофизические методы. Одним из таких методов является спектрометрический метод импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГКС), в модификации С/О (углеродно-кислородный каротаж), основанный на различии вещественного состава воды и углеводородов. Величина отношения С/О (углерода к кислороду) является определяющим фактором при определении степени нефтенасыщенности пласта.

Опыт ведущих зарубежных геофизических компаний подтверждает целесообразность применения углеродно-кислородного каротажа для решения задач определения насыщенности в обсаженном стволе в случае пресных и слабоминерализованных пластовых вод.