5. Коллекторы нефти и газа.

Горные породы, способные вмещать нефть и газ и отдавать их при разработке, называются к о л л е к т о р а м и. Коллекторские свойства породы зависят от ее пористости и проницаемости. В природе вместилищем для нефти и газа служит коллектор, заключенный в плохо проницаемых породах, или п р и р о д н ы й р е з е р в у а р. В природном резервуаре нефть, газ и вода находятся совместно; газ, как наиболее легкий, всплывает вверх, вследствие чего особенное значение придается п о к р ы ш к а м -- непроницаемым перекрывающим породам. Создание в резервуаре напорной (артезианской) системы возможно только при наличии покрышки и нижней ограничивающей водоупорной поверхности. По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров: 1) пластовые; 2) массивные; 3) неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон.

БИЛЕТ №2

1. Датчик положения талевого блока. Установка, калибровка, эксплуатация. Используется для определения: положения тальблока относительно стола ротора, положения долота в скважине относительно забоя, глубины скважины, механической скорости проходки скважины, скорости спуско-подъемных операцийДатчик положения талевого блока монтируется на валу буровой лебедки или на валу жестко связанного с ним глубиномера. При этом вместо стандартного вертлюжка для подачи воздуха ставится устройство, на котором установлена шестерня. Вторая шестерня устанавливается на валу датчика глубины, размещенного на площадке, которая в свою очередь устанавливается на монтажную площадку, приваренную к основанию моноблока лебедки. Шестерни охватываются зубчатой ременной передачей, исключающей проскальзывание. Основным требованием к монтажной площадке является ее горизонтальность и соосность шестерен при установке на площадку датчика глубин.

Глубиномер с магнитными головками устанавливается либо как описано выше, под вертлюжок, либо непосредственно на вал лебедки. При установке диска с магнитами необходимо укрепить на кожухе лебедки штанги со считывающими датчиками. Монтаж датчика глубины производится персоналом партии ГТИ по согласованию с буровой бригадой с обязательной остановкой буровой лебедки.

Калибровка глубиномера производится путем промера вверх-вниз с различными скоростями так называемой "мерной базы", в качестве которой может быть использован "сдвоенный квадрат" (длина примерно 27 м) или стандартная свеча из 2-х трубок (длина примерно 25 м). При такой длине "мерной базы" в измерении будут задействованы все слои талевого каната, навиваемого на барабан лебедки. "Мерная база" размечается с помощью рулетки с нанесением меток с частотой не менее 1,0 м

2. Принципы регистрации технологических параметров.

3. Калибровка газовой аппаратуры. Калибровка хроматографов производится известными (эталонными) газовыми смесями, включающими в себя все определяемые компоненты в известных соотношениях.

Калибровка должна производиться по калибровочным смесям с концентрациями в следующих диапазонах: 0,001 - 0,01; 0,01 - 0,1; 0,1 - 1; 1 - 10 % объемных.

Поставка калибровочных смесей должна быть обеспечена в таком количестве, чтобы смеси всегда были в наличии на станции ГТИ во время проведения исследований.

Калибровка хроматографа или масс-спектрометра производится:

· перед началом работ на скважине и при их окончании;

· с периодичностью не реже 1 раза в месяц;

· при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Покомпонентный анализ проб газа, извлеченного при термовакуумной дегазации образцов шлама, керна, бурового раствора производится либо на отдельном приборе покомпонентного анализа (хроматографе) в ручном режиме подачи пробы, либо на основном приборе покомпонентного анализа в период перерыва циркуляции бурового раствора.

4. Оформление диаграмм и суточных сводок. При оформлении «Ежесуточной сводки геолого-технологических исследований» (Приложение 12) все выданные рекомендации раздельно по геолого-геохимическим и технологическим исследованиям переносятся из рабочего журнала в соответствующие графы ежесуточной сводки.

«Ежесуточная сводка ГТИ» передается в согласованное с Заказчиком время руководителю работ на буровой, а при его отсутствии - буровому мастеру или технологу буровой бригады.

Каждая диаграмма должна иметь в верхней части «шапку», содержащую необходимые сопроводительные сведения о Заказчике и Производителе работ, а также информацию по скважине. Для каждого параметра должны быть указаны шкалы, диапазоны, единицы измерений и цвета кривых. В качестве обязательных данных должны присутствовать время, глубина и комментарии для всех нештатных ситуаций (коррекция глубины, перерыв в записи, аномальное значение параметра и т.п.).

5. Понятие о пористости и проницаемости горных пород.

Объем пустот в породе, взаимосообщающихся между собой, называется о т к р ы т о й пористостью. Спопобность породы пропускать жидкость и газ называется п р о н и ц а е м о с т ь ю. Все тела в природе имеют пустоты, или поры, но особенно это характерно для обломочных пород. Суммарный объем пустот в породе, включая поры, каверны, трещины и т. д., называют о б щ е й (абсолютной), или т е о р е т и ч е с к о й пористостью. Величина объема пор, выраженная в процентах по отнощению ко всему объему породы, называется к о э ф ф и ц и е н т о м п о р и с т о с т и:

БИЛЕТ №3

1.Датчик оборотов ротора. Установка, калибровка, эксплуатация. Датчик оборотов ротора служит для определения частоты вращения

ротора. Внутри датчика находятся две катушки индуктивности, одна из

которых излучает электромагнитное поле, а вторая – воспринимает

наведенную электродвижущую силу (ЭДС). При прохождении металла в

непосредственной близости от индуктивного датчика (10-12 мм), изменяется

значение магнитной индукции, пронизывающей вторую катушку, и на

выходе датчика появляется логический «0», при удалении металла –

логическая «1». В дальнейшем аппаратура и программное обеспечение

подсчитывает количество оборотов ротора за единицу времени. Внешний вид

датчика оборотов ротора показан на рисунке 10.

Датчик монтируется при помощи кронштейна и струбцины, что

позволяет регулировать его положение относительно движущегося

металлического объекта. При его установке необходимо нацелить

чувствительный элемент на привод ротора или другую деталь, по частоте

вращения которой можно рассчитать обороты ротора. Поскольку радиус

действия датчика достаточно мал, то для его правильной работы можно

установить специальный металлический «флажок», при прохождении

которого рядом с чувствительным элементом датчика будет засчитываться

один оборот вращающейся детали. На рисунке 11 показан варрант монтажа

датчика оборотов ротора.

2. Программное обеспечение станции ГТИ. В реальном времени должен быть обеспечен непрерывный опрос датчиков технологических параметров с

периодичностью не более 1 с для быстроизменяющихся параметров (положение тальблока, вес на крюке,

крутящий момент на роторе, давление нагнетания, обороты ротора) и не более 5 с для остальных

параметров.

3. Установка дегазатора и обеспечение надежности газовой линии. Дегазатор для непрерывной дегазации бурового раствора.

Дегазация осуществляется путем непрерывного извлечения газовой смеси из части потока бурового раствора на выходе из скважины.

Основным требованием к дегазатору является постоянство коэффициента извлечения - соотношения объемного процентного содержания по каждому углеводородному компоненту в газовоздушной смеси, содержащейся в буровом растворе и поступающей от дегазатора к станции по транспортирующей линии.

Тип дегазатора (основной) - с прокачиванием части бурового раствора насосом через дегазатор с обеспечением постоянства расхода (не менее 0,2 л/с). Степень извлечения газа из раствора не менее 70% (по отношению к ТВД).

Тип дегазатора (дополнительный) - с принудительной дегазацией за счет использования дробления потока шнековыми и лопастными устройствами центробежного типа (как вариант - стандартизированная за рубежом методика QGM).

3. Пневматическая линия для транспортировки газовоздушной смеси

Основные характеристики:

• Материал - с низкой сорбирующей способностью к тяжелым углеводородным компонентам (рекомендуется - фторопласт, нержавеющая сталь; применение полиэтилена запрещается).

• При температуре окружающей среды ниже +5⁰ С рекомендуется применение обогреваемой пневмолинии, при этом ее температура не должна быть ниже температуры выходящего из скважины бурового раствора.

4. Контроль качества материалов. Общие требования. Передача материалов ГТИ в КИП геофизического предприятия производится начальником партии ГТИ согласно внутреннего регламента геофизического предприятия. Рекомендуется передавать материалы в КИП еженедельно, если иное не оговаривается Заказчиком. Обязательной сдаче в КИП подлежат данные ГТИ на момент проведения очередного каротажа.

Обязательной сдаче в КИП подлежат следующие материалы:

· цифровой материал по скважине (или за интервал) на регламентированном типе носителя;

· рабочий журнал по скважине (Приложение М, стр. 61);

· результаты экспресс-анализов, проводимых непосредственно на скважинах проб шлама, керна, промывочной жидкости, пластового флюида (в случае их отбора опробователями на кабеле или испытателями на трубах);

· сведения о литологическом составе и коллекторских свойствах пород;

· сведения об интервалах с люминесценцией и повышенными газопоказаниями, с указанием процентного содержания и компонентного состава углеводородов;

· сведения об интервалах с повышенным содержанием нефти в пробах шлама по данным ИК-спектрометрии;

· сведения о прогнозируемом пластовом (поровом) давлении;

· рекомендации операторов с отметкой об их выполнении;

· заключение по результатам ГТИ о выделенных перспективных интервалах и характере их насыщения, включающие рекомендации на проведение последующих технологических операций (продолжение бурения, испытания в открытом стволе, отбор грунтов и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны и т.д.) (Приложение Р, стр. 65);

· диаграммы в масштабе глубин.

Также существует не посредственный «Еженедельный отчёт» (приложение 13).

5. Проведение ТВД раствора и шлама. ТВД делается раз в сутки, при бурении и наличии газопоказаний отличных от 0% по УВ газам. Причем следует избегать отбора проб из забойных пачек раствора, т.к. эти пачки выходят непродолжительное время, концентрация газа быстро меняется по времени и поэтому весьма затруднительно привязать пробу, отобранную для ТВД к показаниям хроматографа по газовоздушной линии. При бурении по продуктивному горизонту следует отбирать также пробу на входе, т.е. в месте, максимально приближенному к всасывающему патрубку бурового насоса. Делать это следует тоже раз в сутки. ТВД шлама производится с периодичностью согласно программе работ на скважину, а также по отдельному указанию службы интерпретации ГТИ, начальника участка ГТИ или зам. директора по ГТИ.

Для анализа отбирается 100 см3 промытого и очищенного от посторонних примесей шлама (можно отмерить мензуркой). Проба шлама помещается в пробоотборник, заливается водой до объема пробоотборника и герметизируется. Подготовка к анализу должна производится в минимально возможное время (не более 30 мин) во избежание самопроизвольной дегазации.

Далее анализ проводится так же, как и для проб промывочной жидкости.

БИЛЕТ №4

1. Датчик момента на роторе. Установка, калибровка, эксплуатация.

Датчик момента служит для определения крутящего момента

универсального механического ключа (УМК). Принцип действия датчика

основан на тензопреобразователе. При натяжении каната создается давление

на чувствительный элемент. Таким образом, выходной сигнал датчика прямо

пропорционален силе, растягивающей канат, на который крепится датчик.

Поскольку крутящий момент пропорционален не только силе, но и плечу, к

Которому приложена сила, то для расчета конечного параметра необходимо в

2. процессе предварительной тарировки ввести соответствующие поправки.

Для определения крутящего момента на ключе УМК датчик крепится

на его неподвижный («мертвый») трос. Датчик измерение момента представляет собой разъемный преобразователь, который закрепляется вокруг одного из силовых кабелей бурового двигателя. Получая на входе напряжение + 24 в постоянного тока, который подается по кабелю на буровой двигатель, преобразователь передает на формирователь сигналов сигнал в диапазоне от 0 до 2,9 в постоянного тока, пропорционально проходящему по кабелю току силой от 0 до

1000 амп.

Датчик момента на роторе может использоваться в буровых установках как с электрическим, так и с дизельным приводом. С помощью тензометрического преобразователя усилий измеряется реактивный момент роторного стола относительно станины. Принцип тот же, что и у датчика веса1, только у датчика веса пружина работает на сжатие, а у момента – на растяжение. Диапазон измерения 0-10 кН

Существует так же момент на ключе, принцип работы которого не отличается от датчика момента на роторе, однако немного отличается конструктивно и имеет диапазон измерения 0-50 кН.

Датчик представляет собой тензометрический преобразователь усилий и размещается между штоком пневмораскрепителя и тросом ключа.

2. Беспроводная связь. Состав и установка.

3. Методика калибровки хроматографа. Калибровка хроматографов производится известными (эталонными) газовыми смесями, включающими в себя все определяемые компоненты в известных соотношениях.

Калибровка должна производиться по калибровочным смесям с концентрациями в следующих диапазонах: 0,001 - 0,01; 0,01 - 0,1; 0,1 - 1; 1 - 10 % объемных.

Поставка калибровочных смесей должна быть обеспечена в таком количестве, чтобы смеси всегда были в наличии на станции ГТИ во время проведения исследований.

Калибровка хроматографа или масс-спектрометра производится:

· перед началом работ на скважине и при их окончании;

· с периодичностью не реже 1 раза в месяц;

· при получении результатов, представляющихся сомнительными.

Покомпонентный анализ проб газа, извлеченного при термовакуумной дегазации образцов шлама, керна, бурового раствора производится либо на отдельном приборе покомпонентного анализа (хроматографе) в ручном режиме подачи пробы, либо на основном приборе покомпонентного анализа в период перерыва циркуляции бурового раствора.

4. Оперативное предупреждение аварий. Аварийными ситуациями считаются:

· заклинка долота;

· затяжки и посадки инструмента при отрыве от забоя и СПО;

· разгазирование бурового раствора, при котором происходит снижение плотности раствора более чем на 5 % от нормальной на протяжении более чем величина «отставания» в затрубье (при циркуляции без бурения);

· снижение давления за счет промыва соединений (потеря герметичности) бурового инструмента;

· снижение давления за счет промыва пары «поршень-втулка» и клапанов буровых насосов;

· поглощение или приток бурового раствора в процессе бурения, промывки, проработки;

· поглощение или приток бурового раствора в процессе спуско-подъемных операций;

· превышение скорости спуска или подъема инструмента над регламентируемыми в ГТН.

При отклонении параметров от указанных в Техническом задании оператор предупреждает об этом представителей Заказчика и буровой бригады.

В случае необходимости для идентификации предаварийной ситуации и уточнения ее серьезности по указанию оператора проводится тестирующая операция, необходимая для идентификации (прекращение бурения с продолжением циркуляции, расхаживание инструмента на длину квадрата, включение-выключение насосов и т.п.).

Все тестирующие операции фиксируются в «Рабочем журнале по проведению ГТИ»

5. Задачи и результаты проведения ТВД.

БИЛЕТ №5

1.Датчик уровня. Установка, калибровка, эксплуатация. Уровнемер предназначен для дистанционной регистрации уровня жидкости (бурового раствора) в открытых и закрытых емкостях.

Прохождение и преобразование данных станции ГТИ. В цифровой станции ГТИ после получении данных с первичных преобразователей аналоговых датчиков мы имеем сигналы пропорциональные состоянию измеряемой среды в милливольтах и миллиамперах. Аналоговые сигналы представляют собой непрерывную функцию изменяющейся во времени амплитуды, фазы или частоты сигнала. Из-за этого аналоговый сигнал обладает слабой помехозащищённостью. Эти сигналы необходимо привести к уровням которые «понимает» УСО.

Эти задачи выполняет нормирующий усилитель. На выходе нормирующего усилителя имеем 0-10 вольт или 4-20 ма.Выходной сигнал датчика необходимо привести к стандарту передачи по каналу связи. Нормированные данные поступают на входные цепи УСО.

В УСО сигналы обрабатываются аналого-цифровыми преобразователями ,которые переводят их в цифровой код. Данные в цифровом коде по интерфейсу RS-485 передаются на компьютер-сборщик. Здесь они обрабатываются программой регистрации и выдаются на табло бурильщика и мониторы.

Данные с цифровых датчиков представляют собой импульсы амплитудой 5вольт и частотой <200 герц. Сигналы поступают с первичных преобразователей на плату согласования. Эти данные подаются на счетные входы микропроцессора УСО.

Микропроцессор подсчитывает количество импульсов и переводит в цифровой код.

По интерфейсу RS-485 данные передаются на компьютер и обрабатываются программой.

Результат выдаётся на мониторы и табло бурильщика.

Палетки РАГ. Достоверность данных газового каротажа. По интерпретации газокаротажных диаграмм (в интервале перспек­тивного участка) с них снимают значения содержания каждого углево­дородного компонента в процентах и в виде точек наносят на специаль­ный бланк (РАГ). Точки соединяют линией, форма которой и отобража­ет соотношение отдельных углеводородных газов. Бланк накладывают затем на палетку РАГ и сопоставляют фактические кривые с эталонны­ми. В зависимости от того, с какой эталонной кривой совпадут факти­ческие кривые, судят о типе залежи, насыщающей коллектор.

4. Промывочные жидкости их свойства и параметры.

Ловушки углеводородного сырья, их типы. Ловушка – это часть природного резервуара, в которой, благодаря уравновешенности гидравлических сил (из-за отсутствия перепада пластовых давлений), может происходить аккумуляция нефти и газа и образоваться их залежь. В настоящее время известно, что в природных резервуарах существуют структурные, литологические, стратиграфические и гидродинамические ловушки.

БИЛЕТ №6

1. Датчик расхода и температуры на выходе. Установка, калибровка, эксплуатация.

Возникновение зоны АВПД. Расчеты АВПД. Согласно современным представлениям природа возникновения АВПД в недрах различна: оно может быть обусловлено тектоническими факторами; диагенетическими превращениями минералов с высвобож­дением воды; недоуплотнением глинистых толщ, когда темп осадконакопления был выше темпа отжатия поровых растворов под действием геостати­ческого (горного) давления, и т. д. Прогнозирование и определение АВПД по данным исследования пористости и плотности возможно лишь при давлениях, возникающих под влиянием третьего фактора