Диаграмма 1. Зависимость разности фаз от величин удельного сопротивления.

Руководство

Оператора

 

Введение

Данное руководство предназначено для инженеров по обслуживанию полевого оборудования и содержит информацию, необходимую для эксплуатации оборудования резистивиметрии Centerfire. Предполагается, что операторы знакомы с процедурами измерений в процессе бурения (MWD). Данное руководство содержит технические характеристики комплекта датчиков, стандартные процедуры эксплуатации, иллюстрации и таблицы.

Теория резистивиметрии

Информация данного раздела предназначена для инженеров по каротажу и рассматривает базовые положения теории резистивиметрии и ее применение к оборудованию для измерения волнового сопротивления (Propagating Wave Resistivity, PWR). Данный раздел позволяет оператору получить представление о том, каким образом оборудование выполняет измерения, что они означают и как это соотносится с геологическими измерениями. Понимание компонентов геологического пласта помогает понять значение измерений удельного сопротивления пласта. Вопреки распространенному представлению, запасы нефти и газа не залегают в больших полостях под земной поверхностью. В действительности, флюиды содержатся в поровом пространстве определенных видов пород.

Песчаник, сланец и известняк являются наиболее важными породами для промышленной добычи нефти и газа. Нефть и газ обычно добывают из пористых песчаников или известняков. Отношение объема пустот в породе к объему самой породы называется величиной пористости и выражается в процентах. Т.е., если пористость породы составляет тридцать процентов, это означает, что 30% от общего объема породы представляет собой пустоты. На рис. 1-1 пустоты обозначены голубым цветом, а структура породы - черным.

 

Рисунок 1-1

Проницаемость это характеристика, которая описывает степень прохождения жидкости через пустоты определенных пород. Для измерения проницаемости вещества необходимо определить давление жидкости, температуру жидкости и количество времени, необходимое для прохождения жидкости через вещество. Единица измерения проницаемости называется Дарси, но в нефтяной геологии используются ее производные миллиДарси или одна тысячная доля Дарси.

Соединенные друг с другом поровые пространства обеспечивают большую проницаемость. Может быть так, что порода содержит газ или нефть (в порах), но добывать газ или нефть из породы невозможно вследствие непроницаемости породы. Пространство взаимно связанных пор называются эффективной пористостью. Вода, нефть, газ или смесь двух или трех компонентов может находиться в поровом пространстве породы. Вода может быть соленой или пресной. Обычно, пресная вода находится ближе к поверхности, а соленая вода обнаруживается глубже в скважине. Нефть и газ могут быть найдены на любой глубине скважины, однако чем глубже скважина, тем больше вероятность их обнаружить.

Электрический проводник имеет характеристику, которую называют сопротивлением или способностью противодействовать прохождению электрического тока. Удельное сопротивление (резистивность) является зависимой от сопротивления величиной. Понятие удельного сопротивления противоположно понятию проводимости, которое означает способность материала проводить электрический ток. Различные флюиды по- разному проводят электрический ток. По мере прохождения электрического сигнала через породу некоторые параметры сигнала изменяются.

Электромагнитное поле существует вокруг любого вещества, через которое проходит электрический сигнал высокой частоты (см. рис. 1-2). Это явление называется скин-эффектом, поскольку поток электронов проходит по поверхностному слою проводника. Генерируемое переменным током электромагнитное поле изменяется при взаимодействии со средой, через которую оно проходит. Изменения формы волны сигнала выражаются в виде изменения амплитуды и фазы.

 

 

Рисунок 1-2

 

На рис. 1-2 проводимость проводника желтого цвета обозначена C1, а проводимость проводника красного цвета - C2. Если C1 больше чем C2, то изменение фазы и амплитуды в проводнике C1 будет больше, чем в проводнике C2. То есть чем больше проводимость среды (чем меньше сопротивление), тем больше разность фаз и амплитуд (см. рис. 1.3).

 

Рисунок 1-3

 

Разность фаз и амплитуд измеряются при частоте 400 кГц и 2 МГц. Использование двух разных частот позволяет проводить измерения с различной глубиной проникновения. На рис. 1-4 показаны графики частоты двух электрических сигналов. Один цикл более медленного сигнала длится столько же времени, сколько пять циклов более быстрого сигнала. Длина волны медленного сигнала 400 кГц больше, чем длина волны сигнала 2 МГц. Большая длина волны позволяет сигналу проникать глубже в пласт, но она менее подвержена изменениям амплитуды и фазы.

Рисунок 1-4

 

Изменение фаз и амплитуд более существенно у высокочастотных сигналов по сравнению с низкочастотными. Хотя сигнал низкой частоты глубже проникает в пласт, он не определяет высокое удельное сопротивление так же хорошо, как сигнал высокой частоты, поскольку проводимость пласта меньше влияет на сигнал 400 кГц по сравнению с сигналом 2 МГц. Разность амплитуд и фаз указывает на изменения удельного сопротивления пласта. Это явление используется для определения наличия в породе потенциально добываемых углеводородов или воды. Содержащий нефть или газ пласт будет иметь более высокое удельное сопротивление (иметь меньшую проводимость), чем содержащий соленую воду пласт. В продуктивных пластах разница фаз и амплитуд будет больше, чем в резистивном пласте. И наоборот, незначительные изменения амплитуды и фазы указывают на низкую проводимость / высокое удельное сопротивление (см. диаграммы 1 и 2).

 

Рисунок 1-6. Уравнение для расчета удельного сопротивления

 

Построение графика удельного сопротивления является заключительным этапом процесса. Графическое представление данных называется каротажной кривой. Глубина откладывается по оси Х графика, а удельное сопротивление откладывается по оси Y графика. Пример окончательного графика показан на рис. 1-7.

 

Рисунок 1-7. График удельного сопротивления.

 

 

Эксплуатационные компоненты

 

Этот модуль рассчитан для тех геофизиков, которые имеют опыт работы с телесистемой Tensor, программным обеспечением qMWDPC и LogViewII.

 

Комплект резистивиметрии Centerfire включает следующее:

• Скважинный зонд

• Сетевые наземные компьютеры

• Программное обеспечение

 

Успешное использование комплекта резистивиметрии зависит от хорошей работоспособности каждого из этих компонентов. В данном разделе руководства оператора описаны основные компоненты комплекта датчика и их части.

Основным программным обеспечением системы является qMWDPC2.0, которое пользователь подключает к Интерфейсу безопасной зоны (SAI) и LogViewII, представляющее собой каротажную базу данных. Прочее ПО qMWD, которое будет необходимо – это Утилита конфигурации qMWD, использующаяся для программирования оборудования, память в/в для получения данных из памяти зонда и программа сноса метки (TFO) для калибровки датчика для управления процессом бурения. Все указанные программы находятся в папке qMWD, устанавливаемой на рабочий стол.

 

Рисунок 1-1: Схема оборудования Centerfire

 

Подготовка к работе

 

Перед выездом с базы необходимо сделать следующее:

 

1. Уточнить какого размера стоит диафрагма (муфты башмака) в Centerfire.
2. Есть ли в комплекте специальный модуль Gama для Centerfire.
3. Есть ли в комплекте кабель для программирования Centerfire (бухта и переходник).
4. Для работы с Centerfire необходим пульсатор с мокрым соединением.
5. Для работы с Centerfire необходим модуль ориентации 3 – Bay и прошивка версии V02.00 в MPTx и MPRx.
6. Для работы с Centerfire и Gama нам необходимо два копьевидных наконечника для телесистемы и переходник (джампер) на батарею.
7. Уточнить примерное время бурения скважины и относительно этого брать определенное количество батарей. При работе с Centerfire телесистема собирается с тремя батареями. Работает примерно 200 часов.
8. Уточнить весь набор ключей для Centerfire и комплект съемного устройства для муфты башмака.
9. Если Centerfire новый, то надо, обязательно снять с него муфту башмака, снять диафрагму и поставить внутрь резиновое кольцо, т.к. новые они идут без кольца.
10. Определиться какие кривые по резистивиметру, в реальном времени надо передавать на поверхность.

 

После доставки оборудования на объект работ, произведите визуальный осмотр УБТ. Визуально осмотрите наземное и скважинное оборудование на отсутствие каких-либо заметных дефектов. На переводнике зонда резистивиметрии должны отсутствовать царапины или вмятины. Крупные вмятины могут нарушить механическую прочность или послужить причиной коррозии.

В дополнение к проверке на отсутствие механических повреждений убедитесь в том, что крышки хорошо затянуты и прилегают ровно. По длине переводника зонда резистивиметрии приварены противоизносные накладки шириной два дюйма, которые проходят по окружности УБТ. Убедиться в том, что накладки не ослабли и не отслаиваются. Вокруг экранов катушек передатчика или приемника на новых переводниках может оставаться некоторое количество черного материала. Это не является отклонением и не мешает нормальной работе оборудования. ЗАПРЕЩАЕТСЯ счищать, срезать или каким-либо образом удалять излишки материала. Они будут удалены сами собой в процессе бурения.

 

Рисунок 3-1: Зонд измерения резистивиметрии с излишками черного материала на

Экранах катушек.

На каждом зонде резистивиметрии нанесена штамповкой информация о комплекте оборудования.

 

Рисунок 3-2 Нанесенная штамповкой информация.

 

Убедитесь в том, что две крышки внутреннего соединения (верхняя и нижняя) на наружной стороне УБТ зафиксированы стопорным кольцом, как показано на рис. 3-3. Убедитесь в том, что это стопорное кольцо плотно и надежно сидит в проточке.

 

Рисунок 3-3: Стопорное кольцо на верхней крышке внутреннего соединения.

Рисунок 5-1: Зонд MWD в сборе для операции резистивиметрии, третья батарея на рисунке не показана.

 

 

После этой сборки, подключаем кабель для программирования к SAI. Запускаем компьютер. Вставляем ключ HASP 1000, отрываем папку qMWD, затем Diagnostics и запускаем qW32 Server.

 

Если соединение с SAI прошло нормально, откроется окно

 

 

 

Нажимаем на Node Status, после этого программа должна увидеть три подключенных узла

 

 

Если у вы видите на экране это окно, значит все ОК.

 

Закрываем это окно и открываем qTalk. Первое что делаем – это выставляем время во всех узлах, нажав на кнопку Set System Time (как показано ниже)

 

 

 

Откроется окно подтверждения установки времени на всех узлах, нажимаем ОК.

 

 

 

После этого вводим код CCod 11;CCod?

Затем опрашиваем вольтаж батарей командой - Bat?

Вольтаж должен быть не меньше 24V. В противном случае следует заменить батареи.

 

 

Программирование зонда

 

Теперь пришло время для программирования модуля ориентации 3 – Bay. Оно практически схоже с программированием модуля ориентации 2 – Bay, кроме некоторых моментов, на которых остановимся поподробнее.

 

Запускаем программу qMWD Configuration Utility.

Программа должна распознать следующие узлы, как показано ниже

 

 

 

Нажимаем ОК.

 

 

Затем мы должны открыть вкладку SETUP в основном окне, в подменю открываем OPERATION PARAMETRS

 

 

Напротив строки PWR CONTROLS ставим ENABLE

 

 

В первой вкладке Telemetry Controls в поле Resync Control ставим Enable

 

 

Во вкладке Mode Control Settings ширину пульса ставим минимально возможную для бурения, но не меньше, чем 0.500.

 

 

 

Mode Number ставим -1 и работаем с первой строкой

 

 

Если у нас стоит Survey Seq. – 1, то во вкладке SURVEY SEQUENCE DEFINITION используем первую строку для создания замера

 

 

 

Во вкладке Mode Control Settings - T/L Seq. ставим – 4.

 

 

Далее открываем вкладку SURVEY SEQUENCE DEFINITION и создаем замер.

Так как мы работаем с резистивиметром, у нас есть два узла, которые передают информацию на поверхность. Это

 

21 node - DGS

23 node – PWR

 

23 узел передает только информацию по гамме и резистивити

21 узел передает всю остальную информацию

 

В связи с этим, перед данными, которые мы хотим получить ставим узел, с которого эти данные будут передаваться.

 

Исходя из этого, создаем данные по замеру, должно выглядеть примерно так:

 

 

Единственное, что можно изменить, так это убрать данные по температуре и батарейкам.

 

Если нам надо получить из определенного узла не одно значение (например aTFA:6:P),

а несколько (например aTFA:6:P и BatV:6:P), то строку надо создавать так:

 

одно значение - \21\aTFA:6:P

несколько значений \21\|aTFA:6:P BatV:6:P|

 

 

Далее нам нужно создать данные, которые будут выходить в процессе бурения.

Кроме ToolFace (как на простых работах), нам нужны данные по гамме и резистивити.

 

Что касается гаммы, то тут все просто ставим команду Gama:8:P и все.

 

Не вдаваясь в подробности резистивиметра, мы можем вывести 8 кривых.

 

И так команды для вывода информации на поверхность:

ВЫУЧИВАЕМ ИХ НА ЗУБОК

 

Attenuation Phase

Программирование зонда

 

 

Протягиваем кабель для программирования Centerfire и вставляем в порт. Подключаем кабель для программирования к SAI. Запускаем компьютер. Вставляем ключ HASP 1000, отрываем папку qMWD, затем Diagnostics и запускаем qW32 Server. Должны увидеть такие узлы:

 

 

Если видим все – то ОК.

Если есть какие-то ошибки или нет одного из узлов, то может быть ошибка при подключении или плохой контакт мокрого соединения. Открываем qTalk и выставляем время во всех узлах.

 

Следующем движением руки открываем программу Memory IO, должны определиться три узла:

 

 

Переходим на узел MPTx20, наводим курсор на любой файл, вызываем меню и выбираем EraseAll.

И так делаем с каждым узлом.

После очистки памяти в узле PWR 23 под вкладкой Status файл переходит на Close, его нужно перевести на Open. Для этого нажимаем на файл, затем в меню нажимаем на Open.

Также надо проверить, чтобы во всех узлах файлы были открыты, и заодно проверяем время.

 

 

 

Закрываем окно.

 

Открываем qMWD Configuration Utility, и наш файл конфигурации, которым программировали телесистему.

Этот файл надо залить только в PWR.

 

Открываем qTalk, забиваем в командную строку RCCD? Это команда опроса PWR & Gamma, должны прийти значения.

1. Смотрим, чтобы гамма не была равна нулю.
2. Команду «RCCD?» надо ввести несколько раз, с интервалом в 10 сек, и значения должны отличаться

 

Если все у вас значения меняются, значит все гуд. Выключаем SAI, отключаем кабель от PWR и идем делать SHT.

 

 

Запускаем насосы, ждем сигнал, ждем замер и ждем данные по PWR. Если все имеется и работает, то можно спокойно вздохнуть и приступить к спуску инструмента.

 

Не доходя пару свечей до забоя нужно откалибровать датчик глубины и датчик веса на крюке.

 

Калибровка датчика глубины.

 

Калибровку датчика глубины нужно проводить вдвоем. Один остается на роторном столе, а второй забивает данные в программу.

И так, берем 30м рулетку и идем на ротор. Опускаем крюк вниз, цепляем на “серьги” рулетку. Мерить надо от одного и того-же места, обычно это начало клиньев. Обязательно следить, чтобы рулетку не парусило, иначе значения будут не верными. Значения не округляем, записываем в комп до сантиметра.

 

 

Заходим в Calibration Utilites, выбираем Draw Works Calibration Procedure.

Процесс калибровки кодера буровой лебедки начнется с диалогового

окна определения числа значений на оборот.

 

 

1. Ввести число значений на оборот. Это значение зависит от типа используемого кодера.

Число значений на оборот указано в документации на кодер. Ставим 20 Counts.

2. Щелкнуть по кнопке Next (дальше). Появится диалоговое окно «Draw-Works Calibration

Procedure» (процедура калибровки кодера буровой лебедки)…

 

 

3. Опустить квадрат до крайнего нижнего положения.

4. Щелкнуть по кнопке Next (дальше). Появится диалоговое окно «Draw-Works Calibration

Procedure Layer 1» (процедура калибровки кодера буровой лебедки – слой 1)…

 

 

5. Поднять бурильную колонну, пока на барабан не намотается один слой талевого каната.

Остановить так, чтобы талевый канат намотался точно до конца одного слоя и был готов

начать формировать второй слой.

6. Щелкнуть по кнопке Next (дальше).

7. Заполнить поле «Kelly Height» (высота квадрата).

 

 

8. Щелкнуть по кнопке Next (дальше). Появится диалоговое окно «Draw-Works Calibration

Procedure Layer 2» (процедура калибровки кодера буровой лебедки – слой 2)…

 

 

9. Продолжить поднимать квадрат для намотки еще одного слоя бурового каната на барабан.

Вновь остановиться, когда буровой канат дойдет до самого конца этого слоя и до начала

следующего слоя.

10. Щелкнуть по кнопке Next (дальше).

 

11. Повторить шаги с 1 по 8, пока бурильная колонна не будет поднята до максимально

возможной позиции и по завершении нажать Finish.

Не расхаживая колонну открыть QTalk, в командную строку надо забить верхнее положения крюка в футах (например HP 2200).

 

 

12. Опускаем бурильную колонну и через каждые метров 5-8 проверяем значения, значение по

рулетке и по программе должны совпадать (разница может быть не больше 10см).

13. Проверить информацию, показываемую в таблице калибровочных данных кодера буровой

лебедки (Draw-Works Calibration Data).

 

 

14. Щелкнуть по кнопке OK. Появится диалоговое окно «Draw-Works Calibration Procedure»

(процедура калибровки кодера буровой лебедки), с приглашением продолжить процедуру.

 

 

15. Щелкнуть по кнопке Next (дальше).

16. Проверить таблицу калибровочных данных буровой лебедки, чтобы убедиться, что данные

не изменились.

 

 

17. Щелкнуть по кнопке OK. Отсоединяем рулетку.

После всей калибровки датчик необходимо еще раз проверить. Поднимаем свечку наверх, ставим муфту в положение добурил, забиваем положение долота (согласно номеру свечки по мере) в программу и опускаем свечку до конца в положение добурил и смотрим результат. Максимум разница может быть 30см.

Если разница больше, то можно попробовать ввести поправочный коэффициент

 

 

Первый метод

Пометить квадрат или одну из частей компоновки и отметить положение крюка в программе TENSOR. Передвинуть инструмент вверх и вниз на предварительно измеренное расстояние. Сравнить расстояние, измеренное кодером, и предварительно замеренное расстояние по инструменту. При помощи приведенной ниже формулы скорректировать значение HPsf, чтобы откалибровать кодер глубины.

 

 

Найти результат для Х (это переменная энкодера, которая будет использоваться для калибровки HPsf, чтобы обеспечить правильные измерения движения квадрата).

 

Второй метод

Применив существующий коэффициент масштабирования положения крюка (HPsf), пробурить на длину одной или нескольких бурильных труб и отметить расстояние, замеренное системой трассировки глубины.

Пример: Пробурили на первую одиночку; замерено 28,56 фута по системе трассировки глубины, а бурильщик утверждает, что длина трубной секции 29,78 фута.

 

Существующий HPsf = 0,103

 

 

Решение для HPsf = 3.0673 ÷ 28.56 =>.107

Открыть “System Setup” и “Depth Tracking Controls” и при трассировке глубины в ручном или автоматическом режиме изменить значение HPsf на новое. Убедиться, что кодер глубины не движется во время коррекции.

 

Если не получается, то лучше всего еще раз провести калибровку.

 

Очень частая проблема не удачной калибровки – это парусность рулетки и не точные значения (округления).

 

Надеюсь, что калибровка прошла успешно и с первого раза, значит можно переходить к LogView II.

 

LogView II

Компьютер, на котором запускается база данных LogViewII должен, иметь такое же имя компьютера LogViewII.

Перед работой необходимо, чтобы на обоих компьютерах региональные настройки и стандарты были установлены на Английский (США).

 

 

Проверяем, что отключен автоматический переход на летнее время и обратно

 

Запускаем программу LogView II, создаем новую базу.

 

 

При создании новой базы данных нажимаем New и задаем имя новой базе данных по формату: [аббревиатура или название месторождения]_[номер куста]_[номер скважины]_[номер рейса].

Для работы с существующей базой данных нажимаем Open.

В для того, чтобы данные приходили в реальном времени необходимо поставить галочку на вкладке Enable real time qMix updates. В окне Current qMIX Server необходимо ввести имя компьютера на котором запущена рабочая программа QMWDPC (в нашем случае имя компьютера QMWDSAPC) или IP адрес этого компьютера.

 

 

 

Заходим в меню Windows затем Enable.

Данное подменю показывает опции отображения различных окон на экране. Окна, которые не отмечены в данном меню, отображаться не будут. Выберите Window (Окно) на верхней панели и затем Enable (позволить) из выпадающего меню. Появляется диалоговое окно с серией опций отображения окон.

 

 

 

Откроется меню, ставим галочки, как показано ниже

 

 

Откроются окна, которым мы выбрали.

Обязательно для заполнения.

Permanent Datum (Точка отсчета глубины) – постоянное значение, от которого будут отмеряться все глубины. Это может быть уровень моря, уровень земли, флянец скважинной арматуры или другая точка, выбранная компанией-оператором.

Permanent Datum elevation – уровень, высота точки отсчета глубины.

Log Measured from description – точка отсчета глубины

Well Name – номер скважины;

Well Location – название месторождения;

Rig Number – номер куста;

Job Number – номер работы;

Company Name – компания заказчик;

Service Co. – компания предоставляющая сервисные услуги по телеметрии (т.е. ООО «ССС»);

Drilling Co. – компания предоставляющая буровые услуги (станок, бригада);

Latitude – широта местности;

Longitude – долгота местности;

В полях Borehole Size Records (информация по открытому стволу) заполняются данные по открытому стволу – диаметр в миллиметрах; глубина в метрах, с которой начинается открытый ствол; глубина в метрах на которой заканчивается открытый ствол (забой).

 

 

В полях Casing Size Records (информация по обсадным колоннам) заполняются данные по обсадной колонне – диаметр обсадной колонны в миллиметрах; глубина в метрах, с которой начинается данная обсадная колонна; глубина в метрах на которой заканчивается обсадная колонна данного диаметра.

 

 

В полях Borehole Deviation Records – заполняются данные по максимальным и минимальным углам (в градусах) ствола скважины по интервалам бурения (в метрах).

 

 

 

 

BHA Data (данные по КНБК)

 

В BHA Data – забиваем нашу компоновку.

Заполняются данные по компоновке КНБК на каждый рейс (Run) (название элемента КНБК – долото, переводник и т.д; внутренний диаметр элемента КНБК в миллиметрах; наружный диаметр элемента КНБК в миллиметрах; длина элемента КНБК в метрах).

 

 

Subs Data

В кладке Subs Data нажимаем New Gama Sub и вводим серийный номер гамма модуля,

 

 

Затем в Tool Type выбираем Res и Gamma - 4.75

Напротив Amercham Correction Factor ставим 1.

Для завершения нажимаем Save Changes.

 

Теперь нажимаем New Sab для резистивиметра.

 

 

Затем в Tool Size выбираем 4.750

Калибровки надо подгружать после завершения долбления.

Для завершения нажимаем Save Changes.

 

Gamma Options Editor

 

 

 

Select Run (Выбор долбления): Используйте меню для выбора данных долбления для редактирования или просмотра.

Depth Axis MD – TVD - выбор построения лога по TVD или MD

Display deepest – показать последние (указываем сколько) метров

Display data between – показать данные с … по … метров

Depth Scale (длина шкалы глубины): Определяет количество данных на дюйм дисплея редактора

Data Axis frame (Ось Y): Определяет как данные отображаются на оси Y на экране диаграммы.

Data Scale – ширина шкалы

Logarithmic – логарифмическая шкала

Exclude Off-Bottom Data – исключить данные принятые не на забое

Exclude Recorder Data – исключить данные телеметрии записанные в память прибора (RealTime);

Exclude Telemetered Data – исключить данные телеметрии переданные по гидравлическому каналу;

Exclude Data Marked Bad – исключить данные помеченные как Bad

Exclude Recorder Data – исключить данные скаченные с памяти прибора

Trace 1-4 – количество кривых;

Source – выводимые на график кривые;

Color – цвет кривых

Width – ширина кривых.

 

Для гаммы выбираем GRRaw (сырые данные) и GCorr (скорректированные данные).

Далее ОК.

 

Теперь открываем Resistivity Editor, вызываем меню правой кнопкой, выбираем Resistivity Setup, откроется Resistivity Options.

 

 

Параметры настройки аналогичные, как и у гаммы.

В Data Axis ставим галочку напротив логарифмической шкалы.

 

.

 

 

В Source выбираем Re2p и Re4p. Это скорректированные и компенсированные данные.

Re2p – Re(резистивити), 2(2 mHz 19in), р(Phase)

 

PRes1…4 и Ares1…4 – скорректированные, но не компенсированные данные

 

Все, что было описано выше, делается до того, как долото окажется на забое.

 

Начало бурения, проверить еще раз:

 

1) Точно ли работает датчик глубины;

2) Датчик веса;

3) Датчик давления;

4) Проверить точность выставленной глубины.

 

Проверяем есть ли связь LogViewII c qMWD, в LogViewII открываем окно Depth Editor, идем на забой, бурим.

 

Руководство

Оператора

 

Введение

Данное руководство предназначено для инженеров по обслуживанию полевого оборудования и содержит информацию, необходимую для эксплуатации оборудования резистивиметрии Centerfire. Предполагается, что операторы знакомы с процедурами измерений в процессе бурения (MWD). Данное руководство содержит технические характеристики комплекта датчиков, стандартные процедуры эксплуатации, иллюстрации и таблицы.

Теория резистивиметрии

Информация данного раздела предназначена для инженеров по каротажу и рассматривает базовые положения теории резистивиметрии и ее применение к оборудованию для измерения волнового сопротивления (Propagating Wave Resistivity, PWR). Данный раздел позволяет оператору получить представление о том, каким образом оборудование выполняет измерения, что они означают и как это соотносится с геологическими измерениями. Понимание компонентов геологического пласта помогает понять значение измерений удельного сопротивления пласта. Вопреки распространенному представлению, запасы нефти и газа не залегают в больших полостях под земной поверхностью. В действительности, флюиды содержатся в поровом пространстве определенных видов пород.

Песчаник, сланец и известняк являются наиболее важными породами для промышленной добычи нефти и газа. Нефть и газ обычно добывают из пористых песчаников или известняков. Отношение объема пустот в породе к объему самой породы называется величиной пористости и выражается в процентах. Т.е., если пористость породы составляет тридцать процентов, это означает, что 30% от общего объема породы представляет собой пустоты. На рис. 1-1 пустоты обозначены голубым цветом, а структура породы - черным.

 

Рисунок 1-1

Проницаемость это характеристика, которая описывает степень прохождения жидкости через пустоты определенных пород. Для измерения проницаемости вещества необходимо определить давление жидкости, температуру жидкости и количество времени, необходимое для прохождения жидкости через вещество. Единица измерения проницаемости называется Дарси, но в нефтяной геологии используются ее производные миллиДарси или одна тысячная доля Дарси.

Соединенные друг с другом поровые пространства обеспечивают большую проницаемость. Может быть так, что порода содержит газ или нефть (в порах), но добывать газ или нефть из породы невозможно вследствие непроницаемости породы. Пространство взаимно связанных пор называются эффективной пористостью. Вода, нефть, газ или смесь двух или трех компонентов может находиться в поровом пространстве породы. Вода может быть соленой или пресной. Обычно, пресная вода находится ближе к поверхности, а соленая вода обнаруживается глубже в скважине. Нефть и газ могут быть найдены на любой глубине скважины, однако чем глубже скважина, тем больше вероятность их обнаружить.

Электрический проводник имеет характеристику, которую называют сопротивлением или способностью противодействовать прохождению электрического тока. Удельное сопротивление (резистивность) является зависимой от сопротивления величиной. Понятие удельного сопротивления противоположно понятию проводимости, которое означает способность материала проводить электрический ток. Различные флюиды по- разному проводят электрический ток. По мере прохождения электрического сигнала через породу некоторые параметры сигнала изменяются.

Электромагнитное поле существует вокруг любого вещества, через которое проходит электрический сигнал высокой частоты (см. рис. 1-2). Это явление называется скин-эффектом, поскольку поток электронов проходит по поверхностному слою проводника. Генерируемое переменным током электромагнитное поле изменяется при взаимодействии со средой, через которую оно проходит. Изменения формы волны сигнала выражаются в виде изменения амплитуды и фазы.

 

 

Рисунок 1-2

 

На рис. 1-2 проводимость проводника желтого цвета обозначена C1, а проводимость проводника красного цвета - C2. Если C1 больше чем C2, то изменение фазы и амплитуды в проводнике C1 будет больше, чем в проводнике C2. То есть чем больше проводимость среды (чем меньше сопротивление), тем больше разность фаз и амплитуд (см. рис. 1.3).

 

Рисунок 1-3

 

Разность фаз и амплитуд измеряются при частоте 400 кГц и 2 МГц. Использование двух разных частот позволяет проводить измерения с различной глубиной проникновения. На рис. 1-4 показаны графики частоты двух электрических сигналов. Один цикл более медленного сигнала длится столько же времени, сколько пять циклов более быстрого сигнала. Длина волны медленного сигнала 400 кГц больше, чем длина волны сигнала 2 МГц. Большая длина волны позволяет сигналу проникать глубже в пласт, но она менее подвержена изменениям амплитуды и фазы.

Рисунок 1-4

 

Изменение фаз и амплитуд более существенно у высокочастотных сигналов по сравнению с низкочастотными. Хотя сигнал низкой частоты глубже проникает в пласт, он не определяет высокое удельное сопротивление так же хорошо, как сигнал высокой частоты, поскольку проводимость пласта меньше влияет на сигнал 400 кГц по сравнению с сигналом 2 МГц. Разность амплитуд и фаз указывает на изменения удельного сопротивления пласта. Это явление используется для определения наличия в породе потенциально добываемых углеводородов или воды. Содержащий нефть или газ пласт будет иметь более высокое удельное сопротивление (иметь меньшую проводимость), чем содержащий соленую воду пласт. В продуктивных пластах разница фаз и амплитуд будет больше, чем в резистивном пласте. И наоборот, незначительные изменения амплитуды и фазы указывают на низкую провод