По ПГМП «Исследование процесса вытеснения нефти водой АИНК» » Мы с АГНИ

Курсовая работа

Нагнетание рабочего агента в пласт пред­назначается для создания в нем искусст­венного напорного режима, при котором достигается большая величина конечной нефтеотдачи.

В настоящее время наиболее распростра­нены различные по схеме взаимного разме­щения эксплуатационных и нагнетательных скважин процессы нагнетания воды в пласты. Воду в пласт можно закачивать за контуром нефтеносности, на контуре и внутри контура. В некоторых случаях целесообразно применять одновре­менное воздействие на пласт: нагнетание и газа, и воды. Для нагнетания используются воды рек, озер, водохранилищ, морей и океанов, плас­товые и подрусловые воды.

Пластовые минерализованные воды обыч­но обладают более высокой нефтевытесняющей способностью, чем пресные.

Радиометрией скважин называют совокупность методов, основанных на регистрации различных ядерных излучений, главным образом гамма – квантов и нейтронов.

Эти методы подразделяются на пассивные (методы регистрации естественных излучений) и активные (методы регистрации излучений, возникающих при облучении специальными источниками, помещенными в скважинном приборе).

Группа активных методов включает две подгруппы – методы, основанные на облучении горных пород соответственно гамма квантами и нейтронами.

При исследовании процесса вытеснения нефти водой применяются импульсные нейтронные методы. В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов – с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ).

Регистрация нейтронов и гамма-квантов в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса.

  1. 1. Назначение процессов нагнетания

Нагнетание воды в нефтяные залежи

Нагнетание рабочего агента в пласт пред­назначается для создания в нем искусст­венного напорного режима, при котором достигается большая величина конечной нефтеотдачи. Причинами являются: 1) пред­отвращение выделения газа в пласте, кото­рое начинается при снижении пластового давления ниже давления насыщения; 2) со­здание повышенных градиентов давления, способствующих вытеснению нефти из пропластков с низкой проницаемостью. Кроме того, нагнетание рабочего агента позволяет осуществлять эксплуатацию при повышен­ных дебитах, что приводит к сокращению срока разработки и, в большинстве случаев, улучшает экономические показатели про­цесса разработки месторождения.

31 стр., 15442 слов

Проектные методы обучения

... курсе «ОБЖ» является актуальным. Целью работы является изучение особенностей реализации проектных методов обучения в курсе ОБЖ. Гипотеза: реализация проектных методов обучения будет успешной в случае ... внимания данному виду деятельностью являлся бессистемный характер освоения знаний в области конкретной учебной деятельности. Понятие «проектная деятельность» тесно связано со следующими понятиями ...

В настоящее время наиболее распростра­нены различные по схеме взаимного разме­щения эксплуатационных и нагнетательных скважин процессы нагнетания воды в пласты. Воду в пласт можно закачивать за контуром нефтеносности, на контуре и внутри контура. В некоторых случаях целесообразно применять одновре­менное воздействие на пласт: нагнетание и газа, и воды.

Рабочий агент в пласт в большинстве слу­чаев нагнетается с начальной стадии экс­плуатации месторождения. Если упругий запас залежи большой, то нагнетание мож­но начинать и на более поздней стадии.

На месторождениях, разрабатывавшихся при режиме растворенного газа, к моменту истощения пластовой энергии остаточная нефтенасыщенность еще очень велика. На таких залежах можно применять так назы­ваемые вторичные методы добычи нефти — нагнетание воды или газа на площади за­лежи через специально пробуренные для этой цели нагнетательные скважины или через эксплуатационные скважины, специально переоборудованные под закачку агента.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают одновременно в несколько нагнетательных скважин (куст).

Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями.

Поддержание пластового давления при закачке воды в пласт осуществляется:

1. только при помощи законтурного заводнения на сравнительно небольших за­лежах с хорошей проницаемостью закон­турной зоны;

2. при помощи комбинации законтур­ного и сводового (т. е. центрального или осе­вого) заводнения на средних по размеру залежах;

3. при помощи комбинаций контурного (вдоль внутреннего контура нефтеносности) и сводового или законтурного и контурного заводнения или, наконец, при помощи ком­бинации законтурного и сводового заводне­ния на средних и вышесредних по разме­ру залежах. Во всех трех случаях часть залежи между внутренним и внешним кон­турами нефтеносности выделяется в объект самостоятельной разработки; комбинация контурного и сводового (без законтурного) заводнения позволяет использовать естест­венный напор краевых вод для разработки части залежи между внутренним и внеш­ним контурами нефтеносности;

4. при помощи комбинации законтурно­го и разрезающего (не обязательно вдоль внутреннего контура) внутриконтурного заводнения на очень больших залежах неф­ти или на залежах с резко неоднородными блоками;

5. при помощи комбинации законтурного и площадного заводнения на месторожде­ниях с плохой проницаемостью;

6. при помощи разрезания залежи на блоки самостоятельной разработки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно к оси структуры (блоко­вое заводнение);

44 стр., 21654 слов

«Психологическая помощь младшим школьникам в преодолении ...

... того чтобы добиться эффективной работы по преодолению учебных неудач, необходимо, прежде всего, ... “подготовленности”, третьи видят основную причину в несовершенстве работы школы. Наибольшую группу исследователей составляют авторы, рассматривающие данную ... зрительно-моторной координации Л. Бендера. Исследовательская работа проводилась во 2 а и 2 б классе МОУ Красновосходская СОШ. В исследовании ...

Во всех случаях между нагнетательными рядами должно быть не более пяти эксплуата­ционных рядов.

Процесс поддержания пластового дав­ления закачкой воды может начинаться при помощи как законтурного, так и любого из разновидностей внутриконтурного завод­нения. Наряду с дополнительными труднос­тями, связанными с освоением внутриконтурных нагнетательных скважин и с ухуд­шением процесса вытеснения при контакте нагнетаемой пресной воды с пластовой неф­тью, процесс внутриконтурного заводнения создает дополнительные возможности воз­действия на внутренние участки залежи нефти. Увеличению конечной нефтеотдачи при внутриконтурном заводнении способствуют нагнетание пластовой воды и воды с раз­личными добавками ПАВ, полимеров, С02 и др, а также нагнетание горячей воды или пара.

Классификация и характеристики систем разработки

Для характеристики различных систем разработки место­рождений необхо­димо использовать большое число параметров. Однако на прак­тике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

По двум указанным выше признакам применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений.

  1. Системы разработки при отсутствии воздействия на плас­ты.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трех­точечной (рис. 2) сетке. В тех же случаях, когда предполагает­ся определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих раз­делов (рис.3).

Рис.1. Расположение скважин по четырех точечной сетке,

Рис.2. Расположение скважин по трехточечной сетке,

где 1- условный контур нефтеносности, 2- добывающие скважины.

Рис.3. Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разде­лов

1 — внешний контур нефтеносности, 2 — внутренний контур нефтеносности,

3 — добывающие скважины, 4,5 — внешний и внутренний контуры газоносности.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздей­ствия на пласты применяют редко, в основном в слу­чае длительно эксплуатируемых, сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные плас­ты продолжает осуществляться в больших мас­штабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллек­торами при высоком напоре законтурных вод.

10 стр., 4612 слов

Контрольная работа: Социально-психологические основы разработки ...

... отношениями в группах и между группами; при помощи психологических - управление поведением индивида и межличностными отношениями в ... достаточные полномочия для того, чтобы развязать инициативу в решении поставленных задач, регулярно и конкретно поощрять их в ... при определении объема и содержания работы. При закладке основ современных концепций мотивации наибольшее значение имели работы трех ...

2. Системы разработки с воздействием на пласты.

2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением).

На рис. 4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного место­рождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего кон­тура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Рис. 4. Расположение скважин при за­контурном заводнении:

1— нагнетательные скважины, 2 — добываю­щие скважины, 3 — нефтяной пласт, 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности.

Пока­занное на рис. 4 размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторож­дений. Системы разработки нефтяного месторождения с примене­нием законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздейст­вии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из мес­торождения в целом меньшим числом скважин. Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину.

2.2. Системы с внутриконтурным воздействием

получившие наибольшее развитие при разработке нефтяных место­рождений, используют не только при воздействии на пласт пу­тем заводнения, но и при других методах разработки, приме­няемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Подразделяются эти системы на рядные и смешанные (соче­тание рядной и батарейной систем, с одновременным примене­нием законтурного и внутриконтурного заводнений).

2.2.1. Рядные системы разработки.

Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применя­ют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование од­ного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных сква­жин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетатель­ных скважин.

Однорядная система разработки.

3 стр., 1209 слов

Бурение нефтегазовых скважин

... бурения новых скважин, для повторного вскрытия пласта, но наибольшую техническую и экономическую эффективность он имеет при бурении вторых наклонных или горизонтальных стволов из существующих скважин. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии ... финансовых средств. Система бурения на обсадной колонне DwC компании Weatherford предлагает альтернативное решение. Эта система устраняет ...

Расположение скважин при такой системе показано на рис. 5.

Рис. 5. Расположение скважин при однорядной системе разработки:

1 — условный контур нефтеносности, 2,3 – нагнетательные, добываю­щие скважины

Поскольку в однорядной системе число добывающих сква­жин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачивае­мого агента в нагнетательные скважины. Эту систему исполь­зуют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздей­ствием, а также при проведении опытных работ на месторожде­ниях по испытанию технологии методов повышения нефтеотда­чи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допуска­ется различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охва­та неоднородного пласта разработкой.

Трехрядная и пятирядная системы разработки.

Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет зна­чение не только ширина полосы L п , но и расстояния между на­гнетательными и первым рядом добывающих скважин l 01, меж­ду первым и вторым рядом добывающих скважин l 12 (рис. 6), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пяти­рядной системы l 23 (рис. 7).

Ширина полосы L п зависит от чис­ла рядов добывающих скважин и расстояния между ними.

Рис. 6. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

Рис. 7. Расположение скважин при пятирядной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности, 2,3 – добывающие, нагнетательные скважины.

При значительной приемистости нагнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добы­вающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, неже­ли пятирядная, и обеспечивает определенную возможность по­вышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной систе­ме имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перерас­пределения отборов жидкости из отдельных добывающих сква­жин.

2.2.2. Системы с площадным расположением скважин.

Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная система (рис. 8).

Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре-нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1 : 1.

5 стр., 2239 слов

Фонд скважин при разработке месторождения

... изменений фонда скважин Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта, месторождения и предприятия в целом находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на 1 и II стадиях разработки оно ... оценочные) 15 Водозаборные и дающие иодобромную и - техническую воду 16 Поглощающие для сброса сточных вод и прочие - 17 Находящиеся в консервации - 18 ...

Семиточечная система (рис. 9).

Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная — в центре. На одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Девятиточечная система (рис. 10).

Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 :3.

Рис. 8. Расположение скважин при пятиточечной системе разра­ботки:

Рис. 9. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2, 3- нагне­тательные и добывающие.скважины

Рис. 10. Расположение скважин при девятиточечной системе разработки:

1-условный контур нефтеносности; 2,3- добывающие и нагнетательные скважины

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жест­кие», поскольку при этом не допускается без нарушения гео­метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ков движущихся в пласте веществ использование других нагне­тательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатиро­ваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заме­нить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не прини­мает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке эле­мента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять про­цесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной за­качки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.

В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенно­го воздействия на пласт. Это особенно существенно в процессе разработки сильно неоднородных по площади пластов.

Кроме того, используют очаговое и избирательное заводне­ния, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­стемы.

Основные требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде

К числу основных требований, предъяв­ляемых к нагнетаемой в пласт воде, отно­сятся:

1) высокое ее качество, характери­зующееся небольшим содержанием механи­ческих примесей, эмульгированной нефти и железа;

2) инертность коррозии трубопрово­дов, отстойников и насосного оборудования;

4 стр., 1590 слов

Предмет, задачи и методы логопедии

... науками) и внутрисистемные (с педагогикой, различными отраслями специальной педагогики, методами обучения родному языку и математике, с логопедической ритмикой, с общей и специальной психологией). Основными принципами логопедии являются:, К методам ...

3) отсутствие в воде сероводорода, углекис­лоты, водорослей и микроорганизмов, спо­собствующих интенсивному развитию корро­зии оборудования и существенному сниже­нию приемистости нагнетательных скважин.

Пригодность воды, подлежащей нагнета­нию в пласты, обычно вначале определяют в лабораторных условиях при фильтрации ее через естественные керны. Однако не всегда можно лабораторный эксперимент переносить в реальные условия. Более досто­верные данные о ее качестве и оптимальном значении давления нагнетания можно полу­чить лишь по результатам измерений глу­бинными расходомерами при пробных за­качках воды в пласты. На основании толь­ко пробных закачек можно разработать эффективную технику и технологию, связан­ную с поддержанием пластового давления на весь срок разработки месторождения. Кроме того, в таких случаях можно выяс­нить и допустимое содержание механиче­ских примесей в воде, а также оптимальный размер взвешенных частиц, проникающих по порам пласта.

При оценке качества пресной воды, зака­чиваемой в пласт, определяют допустимое содержание взвешенных частиц, содержание железа и микроорганизмов. При оценке же качества сточных вод, кроме механических примесей и железа, определяют допустимое содержание эмульгированной нефти, а также состав и допустимое содержание солей, которые могут образовать при контакте с пла­стовой водой хлопья и закупорить фильт­рационную зону пласта. Поэтому для оценки химического состава сточных вод и вод, со­держащихся в продуктивном горизонте, под­лежащем заводнению, обязательно опреде­ление содержания шести ионов: Cl , S04– – НС03 , Ca++ , Mg++ , Na+ , а также плотно­сти воды и рН. Такой анализ называется стан­дартном или шестикомпонентным.

Таким образом, допустимое содержание взвешенных частиц, железа, нефти и различ­ного состава солей для каждого месторож­дения следует определять индивидуально в зависимости от характеристики коллектора, а также свойств содержащейся в ней воды (кислые рН < 7, щелочные рН > 7, нейт­ральные рН = 7 воды).

Для сохранения фильтрационных свойств пород необходим также постоянный контроль за развитием микроорганизмов и водорослей в призабойной зоне.

Наибольшее внимание следует уделять суль­фатным бактериям. Наличие в воде ионов сульфатов(S04 ) —достаточное условие для раз­множения бактерий и закупоривания пласта. В результате жизнедеятельности бактерий образуются сульфиды (FeS), которые в свою очередь вступают в реакцию со свободным железом. Сульфид железа (FeS) — закупоривающий агент, а серово­дород H2 S, который образуется при этом, по реакции FeS + ЗНОН — Fe (ОН)3 + H2 S является агрессивным агентом.

Промышленность выпускает органические и неорганические бактерициды, которые рез­ко сокращают активность бактерий.

Источники вод, используемых для нагнетания в пласт

Для этой цели используются воды рек, озер, водохранилищ, морей и океанов, плас­товые и подрусловые воды.

Если имеется несколько источников вод (реки, озера и подземные воды), то пред­почтение должно отдаваться подземным во­дам. Применение последних обычно воз­можно без химической обработки и очистки, поэтому отпадает необходимость в строи­тельстве специальных дорогостоящих соору­жений- установок подготовки во­ды УПВ.

Пластовые минерализованные воды обыч­но обладают более высокой нефтевытесняющей способностью, чем пресные.

  1. 1. Исследование процесса вытеснения нефти водой

Радиометрия скважин

Радиометрией скважин называют совокупность методов, основанных на регистрации различных ядерных излучений, главным образом гамма – квантов и нейтронов.

Эти методы подразделяются на пассивные (методы регистрации естественных излучений) и активные (методы регистрации излучений, возникающих при облучении специальными источниками, помещенными в скважинном приборе).

Из пассивных методов в настоящее время используют метод естественной радиоактивности (гамма-метод).

Группа активных методов включает две подгруппы – методы, основанные на облучении горных пород соответственно гамма квантами и нейтронами. В нефтяных и газовых скважинах из методов первой подгруппы применяют в основном метод рассеянного гамма излучения (гамма-гамма метод), из второй подгруппы – нейтрон – нейтронный метод и нейтронный гамма – метод, импульсные нейтронные методы и метод наведенной активности. При исследовании процесса вытеснения нефти водой применяются импульсные нейтронные методы.

К радиометрии скважин также относят метод ядерного магнитного резонанса (ядерный магнитный каротаж), хотя и не связанный с регистрацией ядерных частиц, но использующий некоторые ядерные свойства элементов горной породы.

Физические основы радиометрии

Ядра некоторых изотопов могут самопроизвольно превращаться в ядра других элементов. Этот процесс называется радиоактивностью. Превращение ядра обычно происходит путём излучения альфа – или бета – частиц (α и β распад), реже наблюдается захват ядром одного из электронов оболочки атома (К-захват).

Каждый вид захвата сопровождается испусканием гамма — квантов.

Альфа — и Бета- лучи представляют собой соответственно поток ядер гелия (т.е. частиц состоящих из двух протонов и двух нейтронов) и поток быстрых электронов. Проходя через вещество, они замедляются, затрачивая энергию на ионизацию атомов. Пробег бета – частиц в твёрдых телах и жидкостях составляет обычно не более нескольких миллиметров; пробег альфа – частиц в несколько сот раз меньше.

Гамма – лучи представляют поток «частиц» (квантов) высокочастотного электромагнитного излучения наподобие света, но с гораздо меньшей длиной волны, т.е. с большей энергией кванта. Пробег гамма – квантов в веществе в несколько десятков раз больше пробега для бета – частиц той же энергии.

Энергию гамма- квантов и других ядерных частиц принято выражать в электрон – вольтах (эВ) или миллионах электрон — вольт (МэВ): 1эВ = Дж. Энергия альфа – и бета – частиц и гамма – квантов, испускаемых радиоактивными ядрами, изменяется от долей до 3 МэВ.

Число ядер радиоактивного элемента уменьшается со временем экспоненциально:

где — число ядер радиоактивного элемента в начальный момент времени (t=0);

— период полураспада, т.е. время, в течение которого распадается в среднем половина атомов радиоактивного изотопа.

Количественной характеристикой радиоактивности некоторого вещества (препарата) является число распадов за единицу времени. Для данного радиоактивного изотопа количество распадов А за 1 с прямо пропорционально числу его атомов N, т.е.

Коэффициент пропорциональности , называемы постоянной распада, связан с периодом полураспада соотношением

Таким образом, чем меньше период полураспада, тем при одинаковом количестве радиоактивного изотопа больше радиоактивного препарата.

Для тех энергий, которые встречаются при радиометрии скважин (до 10 МэВ), существует три типа взаимодействия: образование электрон-позитронных пар, фотоэффект и эффект Комптона.

Эффект образования пар проявляется при очень высоких энер­гиях гамма-квантов (выше 5..10 МэВ для атомов горных пород).

При этом гамма-квант, взаимодействуя с ядром атома, исчезает, образуя в поле ядра пару электрон-позитрон.

При фотоэффекте гамма-квант передает всю свою энергию од­ному из электронов внутренней оболочки, т. е. полностью погло­щается. Вероятность фотоэффекта резко увеличивается с увели­чением Z и уменьшением энергии излучения. Поэтому примеси в породе, или скважине элементов с большим атомным номером оказывают существенное влияние.

При эффекте Комптона электрону передается часть энергии гамма-кванта. При этом гамма-квант изменяет направление движения (рассеивается).

Этот вид взаимодействия является основным для излучения с энергией 0,1-1 МэВ, распространяющегося в среде, содержащей легкие (Z < 20) элементы. После нескольких актов рассеяния энергия кванта уменьшается до величины, при которой он поглощается за счет фотоэффекта. Число актов рассея­ния до поглощения для квантов с начальной энергией Е = 0,5..1 МэВ, проходящих через горные породы, составляет в сред­нем 6-8. Вероятность эффекта Комптона на пути гамма-кванта пропорциональна количеству электронов в единице объема среды. Таким образом, вероятность рассеяния гамма-квантов пропорциональна с указанной точностью только плотности горных пород.

Основы нейтронного каротажа

Вторым видом ядерных частиц, имеющим важнейшее значение при исследовании скважин, являются нейтроны.

В качестве источников нейтронов используют чаще всего смесь порошков бериллия с радиоактивным веществом, испускающим альфа – частицы (например, полоний, плутоний и др.).

При бомбардировке ядер атомов бериллия альфа – частицами радиоактивного вещества происходит ядерная реакция:

где — нейтрон.

Такие источники, представляющие небольшие герметические ампулы и потому называемые ампульными, дают быстрые нейтроны с энергией, достигающей для полоний – бериллиевых источников 11 МэВ; максимумы распределения по энергии приходятся на 3 и 5 МэВ.

Нейтронным источником другого типа, используемым при исследовании скважин, является генератор нейтронов. В нём титановая или циркониевая мишень с растворённым в ней изотопов водорода тритием бомбардируются дейтонами (ядрами тяжёлого водорода ), ускоренными линейным ускорителем под напряжением около . По реакции:

образуются нейтроны с энергией 14 МэВ. Более высокая энергия нейтронов и монохроматизм излучения являются преимуществом таких генераторов. Другое преимущество – возможность выключения источника, что повышает безопасность работ и позволяет доводить его интенсивность до нейтр/с.

Будучи электрически нейтральными, нейтроны не испытывают действие электронной оболочки и заряда ядра, поэтому облают большей проникающей способностью. Кроме того, при соударении с ядрами они вызывают разнообразные ядерные реакции, что делает их весьма полезными при изучении ядерного, а следовательно и химического состава горных пород.

Реакции с участием нейтронов подразделяются на две группы: рассеяние и поглощение нейтронов. Рассеяние бывает упругое и неупругое.

Упругое рассеяние аналогично столкновению двух идеально упругих шаров: часть кинетической энергии нейтрона передаётся ядру без изменения внутреннего состояния последнего. Потеря энергии нейтрона при его упругом соударении зависит от массы ядра. Наибольшее изменение энергии достигается при соударении с ядром водорода, масса которого наиболее близка к массе нейтрона. При столкновении с ядром водорода нейтрон в среднем уменьшает свою энергию в 2 раза.

При неупругом рассеяние энергия нейтрона расходуется не только на создание кинетической энергии ядра, но и на его возбуждение, т.е. увеличение его внутренней энергии.

Поглощение нейтронов сопровождается испусканием какой-либо ядерной частицы. Это может быть протон (обозначается p), альфа – частица ( ), один или несколько гамма – квантов и т.д. Соответствующие ядерные реакции принято обозначать (n, p), (n, ) и .

Нейтроны, испущенные источником и попавшие в горную породу, относительно быстро замедляются в результате упругих и частично неупругих соударений. Поэтому большинство из них избегает поглощения в области высокой энергии и захватывается ядрами по реакции радиационного захвата, уже имея очень малую энергию, близкую к энергии теплового движения атомов среды (порядка 1/40 эВ).

Поэтому результатом поглощения нейтронов обычно являются гамма – кванты, за исключением пород, богатых бором и литием, где кроме гамма – квантов образуются так же альфа – частицы.

Нейтронные методы исследования скважин

Методы, при которых горная порода облучается нейтронами, носят название нейтронных. Нейтронные методы носят различаются видом регистрируемого вторичного излучения, вызванного воздействием на породу первичных нейтронов источника, а также режимом источника.

Источник может быть импульсным, т.е. испускать нейтроны в течение небольших интервалов времени; между которыми источник включен, или стационарным, т.е. излучать нейтроны практически непрерывно. Соответственно говорят об импульсных (ИНМ) и стационарных нейтронных методах (СНМ).

В различных методах могут регистрироваться либо нейтроны, рассеянные ядрами атомов горной породы (нейтрон — нейтронный метод), либо гамма излучение радиационного захвата нейтронов (нейтронный гамма-метод), или, наконец, гамма излучение искусственных радиоактивных изотопов, образующихся при поглощении нейтронов ядрами (нейтронный активационный метод).

Установка для любого нейтронного метода содержит источник нейтронов и соответствующий детектор нейтронов или гамма – квантов (в зависимости от метода), расположенный на некотором расстоянии от источника, называемом размером (длиной) зонда. Между источником и детектором размещается фильтр, задерживающий прямое излучение от источника.

Наиболее массовое применение в настоящее время имеют нейтрон- нейтронный и нейтронный гамма – методы, менее широко импульсный нейтрон – нейтронный метод. Остальные модификации используются ещё реже.

Импульсные нейтронные методы

При импульсных нейтронных методах источник испускает нейтроны в течение сравнительно коротких интервалов времени ΔТ≤100÷200мкс

(рис. 11,а)

Рис.11. Распределение плотностей тепловых нейтронов во времени при ИННМ (а) и пример обработки его результатов (б) (заштрихован импульс источника)

Такие импульсы источника повторяются периодически с периодом , т.е. раз в 1 с. С помощью специальной схемы – временного анализатора регистрация излучения осуществляется не непрерывно, а лишь в некоторые (специально выбранные) интервалы времени.

В настоящее время получили применение две модификации импульсных нейтронных методов – с регистрацией тепловых нейтронов (ИННМ) и гамма-квантов радиационного захвата (ИНГМ).

Регистрация нейтронов (и гамма-квантов) в этих методах осуществляется в интервале между двумя импульсами источника через некоторое время задержки t после каждого импульса, составляющее от нескольких сотен до двух-трёх тысяч микросекунд (рис. 11,а).

Быстрые нейтроны, испускаемые импульсным источником, замедляются до тепловой энергии в среднем за время, составляющее не более нескольких десятков микросекунд, и при дальнейшей диффузии поглощаются ядрами среды. После окончания процесса замедления плотности нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата уменьшается во времени примерно по закону:

т.е. на каждые уменьшается в е раз.

Регистрируя тепловые нейтроны (ИННМ) или гамма – кванты (ИНГМ) при двух значениях времени задержки или более, можно определить среднее время жизни тепловых нейтронов в горной породе , которое как указывалось выше, позволяет судить о концентрации элементов, имеющих высокое сечение поглощения тепловых нейтронов.

Импульсы источника повторяются через небольшое время (обычно 10÷400 раз в 1 секунду) и при ИННМ (ИНГМ) регистрируется интенсивность тепловых нейтронов (гамма – квантов) для некоторого значения времени задержки t, усреднённая по большому числу импульсов источника. Измерения при ИННМ (ИНГМ) выполняют либо при движении прибора по стволу скважины (и в результате получают непрерывные диаграммы для двух – трёх каналов с различными значениями времени задержки), либо иногда при неподвижном приборе (на точках) для повышения точности.

В первом случае о значении судят по отношению показаний на двух каналах: чем меньше , тем больше различаются эти показания.

В настоящее время разработана аппаратура для непрерывного вычисления в процессе замеров и получения непосредственно диаграмм изменения по стволу скважины. В случае измерений на точках (с неподвижным прибором) интенсивность нейтронов или гамма – квантов обычно определяют при большом числе значений времени задержки ti ,

( i =1,2… n ) и строят графики зависимости логарифма показаний lnI ( t ) (рис.11,б).

Такой график позволяет точнее определить значение τ как величину, обратную коэффициенту наклона кривой lnI = f ( t ) при больших t.

При малых временах задержки t наклон кривой зависит (кроме ) также от диаметра скважины и свойств среды, заполняющей скважину. При больших значениях t такое влияние постепенно исчезает, что является преимуществом импульсных методов. Другое их преимущество заключается в большей по сравнению со стационарными методами чувствительности к содержанию элементов, сильно поглощающих нейтроны. В нефтяных и газовых скважинах это позволяет различать продуктивные и водоносные пласты при сравнительно малой минерализации пластовых вод (от 20-30г/л).

При большей минерализации вод решение этой задачи возможно даже по результатам измерения при одном значении времени задержки. При прочих равных условиях водоносные пласты отмечаются гораздо меньшими показаниями ИННМ при больших временах задержки t по сравнению с нефтеносными пластами.

3. Скважинный импульсный генератор нейтронов АИНК-36

При помощи данного прибора решаются следующие геологические задачи:

  1. оценка характера насыщения коллекторов независимо от минерализации пластовых вод;
  2. литологическое расчленение разреза скважин;
  3. оценка коллекторских свойств горных пород;
  4. привязка к разрезу скважины;
  5. определение интервалов поглощения и поступления воды в скважину;

6. качественная и количественная оценка скорости потока флюида по стволу скважины.

Для решения указанных задач аппаратура должна обеспечить:

  1. генерирование нейтронов в импульсном режиме;
  2. регистрацию изменения интенсивности гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) по показаниям каналов импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК);
  3. активацию ядер кислорода, входящих в состав горных пород;
  4. регистрацию изменения интенсивности гамма-излучения наведенной активности кислорода по показаниям каналов кислородного активационного метода (КНАМ);
  5. регистрацию изменения интенсивности естественного гамма-излучения горных пород по показаниям каналов гамма-каротажа (ГК).

Основные параметры и размеры прибора

  1. Величина интегрального потока быстрых нейтронов (трубка ТНТ-1415), не менее — 6*10Е8 н/с;
  2. Частота запуска излучателя – 20 Гц;
  3. Временная задержка от запуска излучателя до начала регистрации ГИРЗ -0-1000 мкс;
  4. Число каналов регистрации ГИРЗ — 16;
  5. Длительность каналов ГИРЗ — 0-200 мкс;
  6. Временная задержка от запуска излучателя до начала регистрации данных КНАМ – 8 мс;
  7. Число каналов регистрации данных КНАМ — 21;
  8. Длительность каналов КНАМ – 2 мс;
  9. Разрядность счетчиков регистрации канальных импульсов ГИРЗ и КНАМ-8;
  10. Разрядность ЦАП — 8;
  11. Напряжение питания, не более 300В постоянного тока;
  12. Диаметр прибора – 36 мм.

Устройство и принцип действия

Блок-схема скважинного прибора представлена на рис.12. Он состоит из следующих узлов: детекторов D1 и D2, усилителей – преобразователей тока в напряжение У1 и У2, компараторов энергетического «окна» КОМ1 и КОМ2,счетчиков импульсов С1 и С2, цифро-аналоговых преобразователей ЦАП1 и ЦАП2, микропроцессора МП, памяти программ ППЗУ, периферийной БИС ввода/вывода информации ПБИС, приемо-передающей цепи ППЦ, блока управления питанием БУП, блока запуска нейтронной трубки БЗ, излучателя нейтронов ИН и источников питания ИП на напряжения +/-5В, +/-12В, +30В, 2кВ. Детекторы D1 и D2 состоят из сцинтилляционного кристалла NaJ размером 18×160 и 16×40 соответственно и фотоэлектронных усилителей ФЭУ-102, попарно помещенных в отдельные корпуса. Выходными сигналами детекторов являются импульсы тока длительностью 0,7-1,0 мкс.

В приложении 1 представлена принципиальная электрическая схема прибора, а в приложении 2 – электрическая схема процессора.

Усилители У1 и У2 предназначены для согласования высокоомного выхода ФЭУ с низкоомными входами компараторов, для чего они выполнены по схеме преобразования импульсов тока в импульсы напряжения.

Компараторы КОМ1 и КОМ2 предназначены для формирования энергетического «окна» при регистрации гамма-излучения наведенной активности кислорода. Установка порогов срабатывания компараторов по нижнему и верхнему уровню окна производится напряжениями U1 и U2. Эти напряжения вырабатываются с помощью цифроаналоговых преобразователей ЦАП1 и ЦАП2.

Счетчики С1 и С2 (прил.2) реализованы для одного зонда на микросхемах DD4 (порт А и таймер), DD5 и DD6; а для другого зонда на микросхемах DD4 (порт В и таймер), DD7 и DD8. Счетчики служат для постоянного счета проходящих через энергетическое «окно» импульсов напряжения, возникающих п ри регистрации гамма-излучения.

Цифровые значения счетов в каналах с помощью телеметрической системы передаются в наземный прибор.

В качестве памяти программ в скважинном приборе применена микросхема DD3 (К573РФ5), в которой размещается программа функционирования скважинного прибора в 4-х режимах, задаваемых оператором.

При каждом запуске через заданную оператором задержку регистрируются счета импульсов ГИРЗ в 16-ти последовательных интервалах времени (каналах), длительность которых также задается оператором. Через 8 мс после запуска излучателя, когда интенсивность импульсов ГИРЗ спадет до естественного фона гамма-излучения, начинается подсчет импульсов излучения НАК (наведенной активности кислорода) в заданном энергетическом «окне» (приблизительно от 3-х до 10 МэВ), который продолжается до следующего запуска излучателя, т.е. 42 мс. Затем указанные операции повторяются с суммированием и запоминанием соответствующих счетов в выделенных ячейках оперативной памяти (микросхема DD4 в прил.2).

Из памяти полученная информация с помощью телесистемы передается в наземный прибор и далее в персональный компьютер для обработки.

В третьем режиме (ГК) производится непрерывный подсчет импульсов естественного излучения горных пород со съемом информации через каждые 10 мс и передачей в наземный прибор результатов суммирования в 5-ти последовательных двухбайтовых ячейках памяти 20-ти отсчетов, т.е. через каждые 200 мс числовые величины счета импульсов ГК за этот интервал времени запоминаются в 5-ти ячейках памяти и затем (через 1 сек) передаются в наземный блок для дальнейшей обработки.

Плата микропроцессора МП (прил.2) содержит микросхемы DD1 (собственно МП), DD2 (регистр адреса), DD9 (делитель) и DD4 (схема ОЗУ с портами ввода/вывода и таймером).

При инициализации скважинного прибора МП функционирует в режиме, заданном оператором, по программе, команды которой выбираются с помощью регистра адреса DD2, а исполнение – с помощью портов ввода/вывода, чтение или запись информации в которые производится процессором.

Приемо-передающая цепь (ППЦ) является скважинной частью примененной в приборе телесистемы и включает в себя кодер/декодер, передатчик, приемник и трансформатор (установлен на шасси прибора) для согласования с геофизическим кабелем. Прием и передача информации осуществляется кодом «Манчестер-II» в соответствии с программой функционирования аппаратуры.

Излучатель нейтронов (ИН) VL1 предназначен для генерации импульсного потока быстрых нейтронов. В состав излучателя входят: нейтронная трубка , высоковольтные трансформаторы, ионный источник, резисторы защиты и поджига (прил.1).

Внешний конденсатор С5 входит в состав узла питания ионного источника. В режиме ожидания запуска верхняя обкладка конденсатора С5 заряжается напряжением 4 кВ. При «поджиге» высоковольтного разрядника FV1 этот конденсатор разряжается через первичные обмотки высоковольтных трансформаторов, соединенных параллельно. Во вторичных обмотках этих трансформаторов индуцируются импульсы напряжением ~ 60 кВ, соответственно положительной и отрицательной полярности.

При этом величина ускоряющего напряжения между анодом и катодом трубки достигает суммарной величины напряжений. При достижении на резисторе поджига напряжения равного 80-150 кВ, промежуток между поджигающим электродом и катодом трубки пробивается, вызывая тем самым развитие дугового разряда конденсатора в пространстве между анодом и катодом, насыщенного дейтерием. Дейтерий ионизируется, и образовавшиеся дейтроны поступают в межэлектродный промежуток ионно-оптической системы нейтронной трубки, там ускоряются и попадают на тритиево-самариевую мишень, вызывая ядерную реакцию, которая протекает с образованием быстрых нейтронов.

В качестве наземного вторичного прибора в генераторе используется компьютеризированный каротажный регистратор «Гектор», который в свою очередь связан с бортовым персональным компьютером типа «Notebook» по интерфейсу RS-232C. Функционирование комплекса – скважинный прибор, «Гектор» и персональный компьютер – осуществляется с помощью программного обеспечения, состоящего из двух частей: управляющей программы «LOG», находящейся в РС, и программы работы скважинного прибора, записанной в микросхеме ПЗУ DD3 (К573РФ5) на плате процессора (прил.2).

Для смены режима работы прибора необходимо произвести разовое выключение/ включение питания и вновь запрограммировать прибор.

Разработка и отладка программы производится с помощью программно-логической модели микропроцессора 8085 на персональном компьютере. Программа реализована на ПЭВМ типа IBM PC в среде MS DOS. Программа работает в режиме программно-логической модели МП К1821ВМ85 (с расширенной системой команд).

Программный интерфейс оператор — ПЭВМ организован в виде меню. Программа обеспечивает выполнение прикладной программы для МП в пошаговом режиме, в режиме прогона с остановом по контрольным точкам и по дополнительным условиям; обеспечивает доступ ко всем внутренним регистрам МП, а также внешней памяти и портам ввода/вывода; программирование карты памяти; трассировку последних 1023 инструкций, выполненных процессором.

Заключение

В первой части данной курсовой работе были изучены основы процесса вытеснения нефти из пласта водой, классификация систем разработки в зависимости от применяемого метода вытеснения. Также рассмотрены источники и основные требования к физико-химическому составу нагнетаемой воды.

Далее в работе подробно рассмотрена классификация радиометрии скважин. Особое внимание было уделено изучению нейтронного каротажа, в частности ИНК (импульсному нейтронному каротажу).

Были изучены физические основы данных методов исследования, основные детекторы, применяемые при проведении исследования.

В третьем разделе работы рассмотрен прибор, применяемый при исследовании процесса вытеснения нефти водой, Скважинный импульсный генератор нейтронов АИНК-36. Рассмотрены основные параметры прибора, устройство и принцип его действия. В приложении имеются принципиальные электрические схемы электронного блока и процессора.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://psystars.ru/kursovaya/vyitesnenie-nefti-i-gaza-vodoy/

  1. Гиматудинов Ш.К., Справочная книга по добыче нефти, Москва «Недра»,1974
  2. Желтов Ю.П., Разработка нефтяных месторождений, Москва, «Недра», 1986
  3. Добрынин В. М., Вендельштейн Б.Ю., Геофизические исследования скважин, Москва «Нефть и газ», 2004
  4. Габдуллин Т.Г., Оперативное исследование скважин, Москва, «Недра», 1981.
  5. Томус Ю.Б., Абдулкина Н.В., Ситдикова И.П., Микропроцессорные управляющие комплексы и системы, учебное пособие, Альметьевск, 2005
  6. Методическое пособие по дисциплине «Основы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений» Т.Г. Габдуллин, Альметьевский государственный нефтяной институт
  7. А.И. Петров «Глубинные приборы для исследования скважин», Москва «Недра», 1980

Приложение 1

Приложение 2