Министерство образования и науки Республики Татарстан Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение «Лениногорский нефтяной техникум» ОЦЕНОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ образовательной программы профессиональной переподготовки Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых ДИСЦИПЛИНА МДК 01.01АППАРАТУРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ Разработчик: преподаватель спец.дисциплин ГАПОУ «Лениногорский нефтяной техникум»: Врублевский С.М. Выполнил: Загорулько Владислав Алексеевич Специальность "Геофизические методы методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых" Группа "19 ПГ" ____________________________________________________________________________ Лениногорск-2019 г. 1.ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА Тема «Аппаратура для геолого-геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин» Цель: определить составляющие части аппаратура для проведения геолого-геофизических исследований и произвести расчеты. Ход работы: 1. Изучить теоретические сведения; 2. Произвести расчеты (исходные данные даны в таблице, ниже теоретических сведений). Теоретические сведения Аппаратура комплексная скважинная АГАТ-КСА-К9 (в дальнейшем-аппаратура) предназначена для геолого-геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Аппаратура работает с каротажными станциями, снабженными одножильным каротажным кабелем длиной до 5 000 м типа КГ1-30-180-1 ТУ16-К64.01-88, персональным компьютером и цифровым регистрирующим устройством, поставляемым по отдельному заказу (Вулкан, Гектор, Спектр, Кедр и др.). Аппаратура обеспечивает измерение: -давления; -температуры; -расхода; -удельной электропроводимости жидкости; а также индикацию: -профиля притока жидкости (индикация притока), влагосодержания; -муфтовых соединений (локация муфт); -спектр акустических шумов; -естественного гамма-излучения пород; Состав аппаратуры и назначение приведены в таблице 1. Таблица 1 Назначение составных частей аппаратуры Базовый модуль Назначение Преобразование температуры, давления, влагосодержания, уровня акустических шумов, сигналов локатора муфт, скорости притока жидкости, естественного гаммаизлучения пород и аналоговых сигналов удельной электропроводимости в бифазный фазоманипулированный код «Манчестер-2» для передачи через одножильный бронированный геофизический кабель информации от скважинного прибора в наземную часть аппаратуры. Модуль расходомера малого диаметра Модуль расходомера Преобразование скорости потока жидкости в частотный электрический сигнал Преобразование скорости потока жидкости в «Гранат-Р» Модуль резистивиметра частотный электрический сигнал Преобразование удельной электропроводимости жидкости в электрический сигнал Устройство скважинного прибора Скважинный прибор представляет собой комплексное 15-канальное программноуправляемое устройство на базе микроконтроллера с цифровой передачей информации в виде кодоимпульсной модуляции и состоит из четырех модулей: - базового модуля 1; - модуля малого расходомера 2; - модуля расходомера Гранат-Р 3; - модуля резистивиметра 4. Базовый модуль 1 представляет собой герметично закрытый узел в виде зонда 5 с датчиками и шасси 6 с установленными на нем платами, который может эксплуатироваться в составе скважинной аппаратуры самостоятельно (без дополнительных модулей). Базовый модуль содержит датчики температуры 7, давления 8, влагосодержания 9, локации муфт 10, индикации уровня шума 11, индикации притока 12, индикации естественного гамма излучения пород (гамма-каротажа) 13, платы АЦП, контроллера, блока питания с пороговым устройством индикатора притока, преобразователем индикации уровня шума и выходным каскадом, а также платы преобразователя влагосодержания и локации муфт. Электронные блоки 14, 15 герметично защищены от воздействия внешнего гидростатического давления защитными кожухами 16 и 17. При использовании базового модуля без дополнительных модулей необходимо к верхней части базового модуля подсоединить приборную головку, а к нижней части должен быть подсоединен хвостовик-заглушка (входит в комплект поставки). Модуль малого расходомера (рис.2) предназначен для измерения расхода жидкости и может эксплуатироваться только совместно с базовым модулем. Модуль малого расходомера включает в себя датчик расхода 1, вертушку 2, корпус с опорой скольжения вертушки 3, кольцевое резиновое уплотнение 4, приборную головку 5, центратор 6, разъем 7 для соединения с базовым модулем. На шасси 8 установлена плата расходомера 9 и гермоввод 10. Для того чтобы извлечь шасси из корпуса, необходимо отвернуть винты 11, после чего отвернуть резьбовую втулку 12 и, используя боковые отверстия, аккуратно вынуть шасси. При проведении геофизических исследований в скважине на аппаратуру идет воздействие гидростатического давления. Гидростатическое давление — давление столба воды над условным уровнем. Благодаря полной удобоподвижности своих частиц, капельные и газообразные жидкости, находясь в покое, передают давление одинаково во все стороны; давление это действует на всякую часть плоскости, ограничивающей жидкость, с силой Р, пропорциональной величине этой поверхности, и направленной по нормали к ней. Отношение Pw, то есть давление р на поверхность равную единице, называется гидростатическим давлением. В каждой жидкости существует давление, обусловленное её собственным весом p=G/S=m*g/S; так как m=ρ*V , то p=ρ*g*V/S, учтем что V=S*h и получим формулу: p=ρ*g*h (1) Плотность жидкости p зависит от температуры. Давление на данной глубине одинаково во всех направлениях. Суммарное давление, обусловленное весом столба жидкости и давлением поршня, называют гидростатическим давлением ЗАДАНИЕ 1. По рисунку 2 определить и подписать все составляющие части модуля малого расходомера. Состав модуля малого расходомера 1 датчик расхода 2 вертушка 3 корпус с опорой скольжения вертушки 4 кольцевое резиновое уплотнение 5 приборная головка 6 центратор 7 разъем для соединения с базовым модулем. 8 шасси 9 плата расходомера 10 гермоввод 11 винты 12 резьбовая втулка ЗАДАНИЕ 2. Выполнить расчеты по формуле 1. Исходные данные для расчета приведены в таблице 2. Таблица 2 ρ (плотность жидкости, *103 кг/м3) g (ускорение свободного падения, м/с2) h (высота столба жидкости, м) Дано: ρ = 0,98 *103 кг/м3 g = 9,81 м/с2 h = 2000 м Решение: p = 0,98*103 *9,81*2000= 19227,6 *103 ≈ 1,92*107 (Паскаль) Ответ: p = 1,92 * 107 Па. 0.98 9,81 2000 2.ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ Задание: Из представленного перечня вопросов выберите один и ответьте на него. В ответе нужно указать назначение аппаратуры, устройство, принцип работы. 3. Станция геолого-технологических исследований (ГТИ). Станция геологотехнологических автоматизированного зарегистрированной сбора, измерений регистрации, технологической и (ГТИ) отображения геологической предназначена и для интерпретации информации, решения геологических и технологических задач при бурении скважин, а также для обнаружения и предотвращения предаварийных и аварийных ситуаций во время проведения производственных работ. Станция ГТИ круглосуточно и без перерывов записывает значения измеряемых параметров бурения в компьютерный банк данных и на бумажный носитель в графическом виде. Станция ГТИ состоит из: – комплекта технологических датчиков; – модуля сбора данных (МСД); – системы отображения данных (СОД); – программного и аппаратного обеспечения рабочих места пользователей. МСД обеспечивает дифференцированную аппаратную и математическую фильтрацию сигналов. СОД включают в себя пульты (низкотемпературные дисплейные пульты и стрелочные приборы) для информационного обеспечения персонала, работящего на буровой. Они могут располагаться на буровой площадке и на мобильных буровых установках. Программное обеспечение станций на основе показаний датчиков может определить до 700 характеристик состояния технологического процесса и скважины. Станции ГТИ обычно допускают наличие нескольких рабочих мест для работы операторов-технологов, оператора-геолога, бурового мастера, бурильщика, супервайзера и др. Многие станции ГТИ при наличии доступа к сети Интернет обеспечивают формирование и передачу информации как в пакетном режиме, так и в режиме реального времени. Программное обеспечение позволяет удаленному пользователю наблюдать за технологическими процессами на скважине также, как это доступно персоналу станции и буровому персоналу. Станция ГТИ решает следующие технологические задачи: - контроль соответствия режимов бурения руководящим документам ГТН и РТК; - обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении; - оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач; - распознавание и определение продолжительности технологических операций; - выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот; - обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом; - оптимизация спуско-подъемных операций (ограничение скорости спуска, расчет эквивалентной плотности раствора и пр.); - контроль гидродинамических давлений в скважине; - контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД; - контроль спуска и цементирования обсадной колонны; - диагностика предаварийных ситуации в реальном масштабе времени. Геологические задачи станции ГТИ: - оптимизация получения геолого-геофизической информации (выбор и корректировка, интервалов отбора керна, интервалов, методов и времени проведения изменяемой части обязательных детальных исследований ГИРС); - оперативное литолого-стратиграфическое расчленение разреза; оперативное выделение пластов-коллекторов; определение характера насыщения пластов-коллекторов; - оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов; - выявление реперных горизонтов. Геолого-геохимические задачи станции ГТИ: - отбор шлама с заданной Техническим Заданием частотой; - определение процентного содержания основных литологических разностей в пробах шлама (построение шламограммы и литологической колонки); - литологическое описание пород, отобранных в виде шлама, и послойное литологическое описание керна; - определение процентного соотношения кальцита, доломита и нерастворимого остатка в карбонатосодержащих породах; - люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) образцов шлама и керна; - регистрацию газосодержания суммарного (в абс. %) и покомпонентного (С1-С5) в газовоздушной смеси, полученной при непрерывной частичной дегазации БР; - определение фактической удельной газонасыщенности БР путем термовакуумной дегазации (ТВД) проб и последующего хроматографического анализа на С1-С5,(см3/дм3); - определение удельной газонасыщенности пород по данным хроматографического анализа газовоздушной смеси, полученной после термовакуумной дегазации (ТВД) образцов шлама и керна; - определение коэффициента пористости глинистых отложений для прогноза и оценки АВПД; - определение остаточной нефтеводонасыщенности, минералогической и объемной плотности и пористости образцов керна путем автоматической дистилляции жидкости (АДЖ). Планово-экономические задачи станции ГТИ: - определение баланса времени бурения по этапам строительства скважины и по скважине в целом; - определение технико-экономических показателей бурения (ТЭП); - подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм оперативной отчетности за вахту, рейс, сутки и по скважине в целом. Баланс времени бурения, составляемый в результате работы станции ГТИ, должен быть согласован с требованиями инструкции по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения за строительством скважин на нефть и газ (форма № 1-ТЭК (бур) Госкомстата РФ от 11.06.1999 г.). В процессе проведения исследований процессов бурения скважины аппаратура станции ГТИ регистрирует и записывает в электронный банк данных следующие параметры: - Wкр - вес на крюке. - Рвх - давление на манифольде. - Nx - число ходов насосов. - Nрот - число оборотов ротора в минуту. - Mрот - момент на роторе. - Qвых - индикатор потока на выходе. - Нкр - положение тальблока. - Vемк - объёмы БР в рабочих емкостях. - Vдол - объём БР в доливочной емкости. - Гсум - суммарное содержание газа в растворе. - Твых - температура БР на выходе. - Т - время бурения. Регистрация и визуализация параметров производится с привязкой по глубине и по времени. Дополнительно используемое программное обеспечение позволяет автоматически рассчитывать следующие параметры: - расход раствора на входе (Qвх); - механическая скорость бурения (Vмех); - детальный механический каротаж (ДМК); - мгновенная скорость проходки; средняя скорость проходки; - рейсовая скорость проходки; - нормализованная скорость проходки (Dexp, SIGMAlog); - нагрузка на долото; текущая глубина забоя; - глубина положения долота; - скорость СПО; - время отставания по раствору; - время отставания по шламу; - глубина забоя, к которой «привязывается» выходящая на устье газовая пачка из раствора, проанализированная хроматографом; - суммарные времена по рейсам: время циркуляции, бурения, проработки, промывки, СПО; - гидравлические параметры: эквивалентная плотность раствора; потери давления в затрубье, трубах, насадках долот, насосах, замках; давление свабирования, пульсаций; расчетное давление на входе, забое; - суммарный объём во всех емкостях, изменение объёма в рабочих емкостях в процессе циркуляции, объёмы и интенсивность поглощения и проявления, балансы объёмов при вытеснении и доливе скважины; - определение режима на буровой: бурение, промывка, проработка, положение долота «над забоем», СПО, ГИС. Рапорт оператора станции ГТИ содержит информацию по результатам работ партии ГТИ на буровой площадке за сутки и предоставляется в оперативном порядке непосредственно на скважине представителю заказчика (супервайзеру) и в контрольноинтерпретационную партию.
