АППАРАТУРА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

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: Бахтин Илья Сергеевич
Специальность "Геофизические методы методы поисков и разведки месторождений
полезных ископаемых" Группа "20 ПГ
____________________________________________________________________________
(Фамилия, имя, отчество слушателя полностью)
Лениногорск-2020 г.
Инструкция для обучающегося:
- Оценочные материалы содержат два задания:
1.Практическую работу
2.Индивидуальное задание.
- Практическую работу необходимо решить по примерам, приведенным в тексте
практической работы;
-Критерии оценки практической работы приведены в тексте практической работы;
- Индивидуальное задание необходимо выполнить в соответствии с инструкцией
приведенной в тексте;
-Оформите работу по следующим правилам: на титульном листе (первый лист
работы) обязательно укажите свою специальность и фамилию имя отчество
полностью.
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
Модуль расходомера малого
диаметра
Модуль расходомера
«Гранат-Р»
Модуль резистивиметра
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.
Преобразование скорости потока жидкости в
частотный электрический сигнал
Преобразование скорости потока жидкости в
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
вертушку
корпус с опорой скольжения
3
вертушки
4
кольцевое резиновое уплотнение
5
приборную головку
6
центратор
7
разъем 7 для соединения с базовым
модулем.
8
шасси
9
плата расходомера
10
гермоввод
11
винты
12
резьбовую втулку
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)
Пример:
Дано:
ρ = 0,98 *103 кг/м3
g = 9,81 м/с2
h = 2000 м
Решение:
p = 0,98 *9,81*2000= 1,92 * 107 (Паскаль)
0.98
9,81
2000
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ
5-(отлично)- правильно выбраны формулы, ответы совпадают с эталоном или имеют
незначительные погрешности; оформлена в соответствии с правилами;
4 (хорошо)- правильно выбраны формулы, но ответы не совпадают с эталоном и имеют
значительные погрешности; оформлена в соответствии с правилами;
3 (удовлетворительно) - правильно выбраны формулы, но ответы не совпадают с
эталоном и имеют значительные погрешности; оформлена с отклонениями от правил.
2 (неудовлетворительно) – задача полностью не решена.
Общая оценка по практической работе «зачет» «незачет». Незачет ставится при
получении оценки 2 (неудовлетворительно).
2.ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ
Задание: Из представленного перечня вопросов выберите один и ответьте на
него. В ответе нужно указать назначение аппаратуры, устройство, принцип
работы.
В случае 95-100% правильности ответа индивидуальное задание считается
выполненным, ставится оценка «5» - отлично.
В случае 85-94% правильности ответа индивидуальное задание считается
выполненным, ставится оценка «4» - хорошо.
В случае 70-84% правильности ответа индивидуальное задание считается
выполненным, ставится оценка «3» - удовлетворительно.
В случае менее 70% правильности ответа индивидуальное задание считается не
выполненным, ставится оценка «2» - неудовлетворительно.
Перечень вопросов для выполнения индивидуального задания.
1. Трехэлектродные зонды для проведения каротажа сопротивления.
2. Скважинная телеизмерительная система (СТС).
3. Станция геолого-технологических исследований (ГТИ).
4. Станция «ГЕОТЕСТ - 5». Значительная роль в ускорении научно-технического прогресса в
нефтегазовой промышленности принадлежит геофизической службе. В практику промысловой и
разведочной геофизики предстоит широко внедрить прогрессивные достижения отечественной и
мировой науки и техники в области геофизики.
Оптимальное использование ресурсов известных и вновь открываемых месторождений
нефти и газа тесно вязано с проблемой детального изучения емкостных свойств и
характеристик насыщения продуктивных пластов, вскрываемых скважиной. Эти данные
необходимы для выявления в разрезе продуктивных пластов и закономерностей их
распространения по площади, изучения строения месторождений, подсчета запасов нефти
и газа, проектирования научно обоснованной технологической системы разработки
залежи, выбора наиболее рациональной системы разведочного бурения и др. В нефтяной и
газовой промышленности скважины используются не только для поисков и разведки, но и
для разработки месторождений. Поэтому детальное изучение разрезов нефтяных и
газовых скважин, контроль их технического состояния и условий эксплуатации являются
задачами первостепенной важности.
Газовый каротаж - это метод выявления нефтяных и газовых залежей путём
систематического определения газообразных и лёгких жидких углеводородов.
При бурении скважин производится эпизодическая или непрерывная дегазация бурового
раствора, а полученный газ анализируется. Результаты анализов наносятся на диаграммы,
показывающие изменения состава и содержания углеводородов по разрезу скважины. По
этим диаграммам возможно определить глубину нахождения нефтеносного или
газоносного пласта.
Газовый каротаж проводится и при остановке бурения скважины. Буровой раствор стоит
некоторое время в скважине и обогащается углеводородами на тех участках раствора,
которые находятся против нефтеносных и газоносных пластов. Затем начинается обычная
циркуляция бурового раствора, как при бурении скважины, и проводится газовый
каротаж, позволяющий определить интервалы раствора, обогащенные углеводородами.
Вводя поправки, учитывающие глубину скважины и скорость циркуляции бурового
раствора, определяют местоположение нефтяных и газовых залежей по разрезу скважины.
Газовый каротаж можно проводить по кернам. Керны подвергаются дегазации, а
извлечённый газ анализируется. Результаты анализов позволяют делать выводы о
местоположении нефтегазоносных пластов. Метод газового каротажа используется также
для изучения газоносности угольных пластов. В перспективе предусматривается
совместное применение газового каротажа с электрокаротажем.
При газовом каротаже содержание тяжёлых углеводородов определяется раздельно от
общего количества углеводородных газов. При проходке пластов с нефтью преобладают
тяжёлые углеводороды. При истолковании газокаротажных диаграмм необходимо
учитывать ряд факторов, от которых зависят показания диаграммы, например: скорость
проходки скважины, скорость циркуляции глинистого раствора и его качество, наличие
помех и прочие.
Для проведения работ применяются газокаротажные станции - автомашины, в которых
располагаются газоанализаторы, позволяющие анализировать газ, поступающий из
дегазатора, определять присутствие нефти в буровом растворе и другие. Результаты,
полученные при помощи газоанализатора, автоматически регистрируются в компьютере.
Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие
более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины.
Газокаротажная станция, размещенная на базе прицепного шасси с кузовом с системой
жизнеобеспечения, включает в себя комплекс цифровых и аналоговых первичных
преобразователей, газоаналитическую аппаратуру и геологическую кабину с комплексом
приборов и оборудования для экспресс-анализа шлама и керна; систему сбора и
предварительной обработки информации на базе микроконтроллеров, объединенных в
локальную сеть и компьютерное оборудование с периферийными устройствами,
объединенное в локальную сеть.
В комплекс цифровых и аналоговых первичных преобразователей входят глубиномер,
датчики веса инструмента, положения клиньев ротора, оборотов и крутящего момента на
роторе, давления в манифольде, давления в обсадной колонне, расхода в нагнетательной
линии, расхода на выходе, давления на разъемном устье, температуры плотности на
выходе, комплексный датчик плотности, уровня и температуры в рабочих емкостях;
Компьютеризация технологического процесса составляет важную часть научнотехнического прогресса в проведении геологоразведочных работ. Теоретические
исследования в области совершенствования управления процессом бурения и его
оптимизации получили новые возможности практической реализации с появлением
управляющей микропроцессорной техники и созданием на ее основе систем
компьютеризированного управления.
В отрасли в течение ряда лет проводятся исследования по созданию микропроцессорных
систем компьютеризированного управления геологоразведочным бурением, реализующие
методы и средства универсального, многофункционального управления, способного в
отличие от жестких аналоговых решений осуществлять гибкую технологию бурения.
Разнообразные образцы систем компьютеризированного управления процессом бурения
разведочных скважин на твердые полезные ископаемые позволяют не только управлять
процессом бурения в реальном времени по любому из известных алгоритмов, но и
собирать, накапливать и обрабатывать информацию о процессе бурения, а также
диагностировать работоспособность отдельных узлов и механизмов.
Необходимость этого вытекает из анализа производственной деятельности
геологоразведочных организаций по выполнению плановых заданий. Несмотря на то, что
внедрение современного оборудования, инструментов, прогрессивной технологии
бурения, средств механизации и компьютеризации отдельных операций,
совершенствование организации труда в целом обеспечило выполнение этих заданий, в
разведочном бурении остаются значительные резервы повышения производительности
труда и улучшения его технико-экономических показателей. Эти резервы заключаются, в
оптимизации и компьютеризации оперативного управления процессом бурения скважин и
в совершенствовании организации работ.
Сегодня, в условиях интенсифицированного производства, возросших скоростей бурения,
резко повысилась физическая нагрузка на буровой персонал. Учитывая также и
тенденцию к росту глубин бурения разведочных поисковых скважин, можно утверждать,
что возросли психологическая нагрузка и ответственность за решения, принимаемые
бурильщиком в процессе бурения. Уже сейчас время простоев из-за неправильных
технологических решений в процессе бурения составляет 5-7% общего баланса рабочего
времени.
Процесс бурения, особенно глубоких скважин, протекающий в условиях значительной
неопределенности, подвергается сильным и непредсказуемым возмущающим
воздействиям, основа которых - как горно-геологические, так и технико-технологические
факторы. Буровики знают насколько проектный геологический разрез может отличаться
от фактического, а следовательно, проектная технология бурения - от фактической.
Бурильщику приходится отступать от проектной технологии, использовать свой опыт,
знания, интуицию, чтобы вовремя обнаружить изменение категории буримости пород,
неблагоприятную технологическую ситуацию; хорошие мастера работают на грани
искусства. Поэтому научить бурить хорошо, не задавать проектные параметры режимов
бурения, а варьировать ими в зависимости от условий очень сложно. Намного быстрее и
дешевле научить бурильщика пользоваться системой компьютеризированного управления
процессом бурения, которая будет выбирать и поддерживать оптимальные режимы
бурения в соответствии с заданными критериями оптимальности и в рамках
установленных ограничений. С помощью систем компьютеризированного управления
можно более жестко нормировать процесс бурения, широко внедрять передовые
технологии бурения.
Назначение
-для оперативного выявления нефте-, газонасыщенных пластов, оптимизации процесса
бурения, сбора и представления Заказчику геологической и технологической информации
в процессе бурения скважин с целью повышения геологической эффективности поисково-
разведочного бурения и повышения технико-экономических показателей бурения
нефтегазовых скважин
-Непрерывный контроль и регистрация технологических параметров процесса бурения с
целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки
скважины.
-Автоматизированный сбор геолого-геохимической и технологической информации в
процессе бурения. Контроль параметров бурения. Оценка ситуации и предотвращение
аварий и осложнений.
-Литологическое расчленение разреза. Выделение коллекторов и оценка характера
насыщения.
-Документирование процесса бурения. Передача данных с буровой.
Область применения
-Бурение скважин на нефть и газ.
-Контроль процесса бурения.
-Геолого-технологические исследования скважин.
-Удаленный мониторинг скважин.
Решаемые задачи:
- Геологическая задача
-Технологическая задача
-Экономическая задача
-Информационная задача
5. Радиационные преобразователи.
6. Скважинный профилемер –каверномер ПФ-73-М.
7. Излучатели и приёмники упругих колебаний.
8. Аппаратура акустического каротажа МАК-2.
9. Зонды для проведения микрокаротажа (микрозонды).
10. Зонды для радиометрии скважин.
11. Боковые каротажные зонды.
12. Акселерометры.
13. Аппаратура комплексная скважинная АГАТ-КСА-К9.
Список литературы
1. Н.Н.Кривко,
В.Д.Шароварин,
В.Н.
Широков
Промыслово
–
геофизическая аппаратура и оборудование, М.Недра, 1981г.
2. В.В.Стрельченко Геофизические исследования скважин М.Недра,
2008г.
3. Под.общ.ред. Л.И.Померанца Геофизические методы исследования
нефтяных и газовых скважин М.Недра, 1981г.
4. Молчанов А.А. и др. Аппаратура и оборудование для геофизических
исследований нефтяных и газовых скважин, М.Недра, 1987г.