Методика провидения исследований скважин прибором ТАГИС-38 и оценка качества измерений

Назначение Тагис-38, его техническая характеристика, устройство и принцип действия. Метрологическое обеспечение работы аппаратуры и методика провидения метрологических работ. Определение погрешностей измерений скважин и качества полученных результатов.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Федеральное агентство по образованию РФ

ГОУ СПО Октябрьский нефтяной колледж им. С.И. Кувыкина

Методика провидения исследований скважин прибором ТАГИС-38 и оценка качества измерений

ЕП 130201.01 01 сД.01 18 14

Выполнил Е.В. Кожева

студент гр. 4Пр1-08

Принял В. Л. Смаркалов

2012 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ВВЕДЕНИЕ

1.1 Назначение аппаратуры и её техническая характеристика

1.2 Устройство и принцип действия

1.3 Методика провидения работ

2. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Метрологическое обеспечение работы аппаратуры

2.2 Методика провидения метрологических работ

2.3 Определение метрологических параметров

2.4 Определение погрешностей измерений

2.5 Оценка качества полученных результатов

ВВЕДЕНИЕ

скважина измерение метрологический

В настоящее время геофизика занимает передовое место в развитии нефтедобычи.

Геофизические методы исследования скважин - один из разделов прикладной геофизики. Они применяются для решения геологических и технических задач, связанных с поисками, разведкой и разработкой месторождений полезных ископаемых, а также с изучением гидрогеологических и других особенностей исследуемых районов.

Наиболее широкое применение геофизические методы получили при изучении нефтяных и газовых скважин в процессе их бурения, опробования и эксплуатации, то есть промысловой геофизике.

Исследование скважин геофизическими методами осуществляется в следующих четырех основных направлениях:

1) изучение геологических разрезов скважин;

2) изучение технического состояния скважин;

3) контроль за разработкой месторождений нефти и газа;

4) проведение прострелочных, взрывных и других работ.

Контроль за состоянием скважины и проводимыми в ней работами составляет значительную часть геофизических исследований.

В последние годы всё шире применяются геофизические исследования в фонтанирующих и нагнетательных скважинах, а также в скважинах, оборудованных штанговыми и электроцентробежными насосами (ЭЦН). К приборам, применяемым при этих исследованиях, предъявляются следующие основные требования: надёжность, простота в обращении, малые размеры. При проведении исследований используют специальное оборудование, позволяющее проводить геофизические измерения в скважинах без их остановки.

В настоящее время всё большое распространение получает комплексная скважинная аппаратура, которая позволяет за одну спускоподъёмную операцию произвести измерение нескольких физических параметров горных пород. К такой аппаратуре, для определения технического состояния скважин, относятся приборы Тагис-38.

1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА ВВЕДЕНИЕ

1.1 Назначение аппаратуры и её техническая характеристика

Тагис-38 предназначена для решения следующих задач:

· измерения температуры и давления рабочей среды скважины;

· измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород (индикации изменения мощности - для варианта привязки);

· определения мест нарушения в обсадной колонне и НКТ, мест перетока жидкости и газа через эти нарушения;

· определения положения муфтовых соединений обсадной колонны и НКТ, интервалов перфорации и привязки контролируемых параметров по глубине;

· контроля положения элементов технологического оборудования, например: глубины спуска НКТ, положения искусственного забоя и т.п.;

· определения профиля притока, источника обводнения и исследования качественного состава жидкости в стволе скважины;

· измерения расхода жидкости в стволе скважины;

· определения временных зависимостей восстановления давления и дебита (временные замеры на точке);

· контроля технического состояния и определения профиля приёмистости в нагнетательных скважинах;

· определения интервалов заколонных перетоков газа и др.

Аппаратура должна использоваться совместно с компьютеризованной геофизической станцией ЮГРА или со станциями её уровня. Каротажный подъёмник должен быть оборудован одножильным геофизическим кабелем типа КГ-1-30-180-1 ТУ16.К64-01-88 длиной до 5000 м или ему аналогичным.

№	Обозначение	Полное наименование.
1	Т	Канал измерения температуры.
2	МН	Канал измерения давления.
3	ГК	Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород.
4	ЛМ	Канал индикации положения муфт и интервалов перфорации.
5	ИВ	Канал индикации изменения содержания воды в нефти.
6	ИП	Канал индикации изменения притока (оттока) жидкости.
7	ИС	Канал индикации изменения удельной электрической проводимости скважинной жидкости.
8	ННК	Канал индикации изменения водородосодержания горных пород (индикатор заколонных перетоков газа).
9	МР	Канал измерения расхода скважинной жидкости.

Рис. 1 Принятые сокращения обозначения измерительных и индикаторных каналов, управляющих и информационных сигналов

В состав аппаратуры, с учётом приборов-приставок, входят следующие измерительные каналы: Т, МН, ГК, МР; и индикаторные: ЛМ, ИП, ИВ, ИС, ННК.

1. Канал измерения температуры Т:

· рабочий диапазон от5 до 120*С. Диапазон измерения от 20 до 120*С.

· функция преобразования - линейная.

· номинальный коэффициент преобразования 250*С-1 (цена разряда 0,004*С).

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 0,8*С

· показатель тепловой инерции датчика, определённый в воде, не более 1,5 с

2. Канал измерения давления МН:

· рабочий диапазон от 0 до 40 МПа. Диапазон измерения от 1 до 40 МПа.

· номинальный коэффициент преобразования 500 МПа-1 (цена разряда 0,002 МПа).

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 0,4 МПа

· влияние температуры на основную абсолютною погрешность не более ± 0,4 МПа.

3. Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма излучения ГК:

· рабочий диапазон от 0 до 100 мкР/ч. Диапазон измерения от 5 до 50 мкР/ч.

· функция преобразования - линейная.

· номинальный коэффициент преобразования 35 (мкР/ч.)-1

· пределы допускаемой основной абсолютной погрешности не более ± 5 мкР/ч.

· скорость перемещения при детальных исследованиях 360 м/ч.

4. Канал индикации изменения удельной электрической проводимости ИС:

· рабочий диапазон индикации от 0,1 до 50 См/м

· чувствительность не менее 400 (См/м)-1

5. Канал индикации изменения содержания воды в нефти ИВ:

· рабочий диапазон от 0 до 100% объёмного влагосодержания.

· чувствительность не менее 40%-1 объёмного влагосодержания.

6. Канал индикации изменения притока (оттока) жидкости ИП:

· рабочий диапазон от 0,08 до 12 м3/ч.

· чувствительность не менее 25 (м3/ч)-1

· показатель тепловой инерции датчика, определённый в воде, находится в пределах от 4 до 6 секунд.

7. Аппаратура выполнена в виде цилиндра диаметром не более 38 мм.

· длина базового прибора ТАГИС-38 - 1932 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина базового прибора ТАГИС-38 с прибором-приставкой ТАГИС.38/ИР - 2285 мм (от окончания присоединённого кабельного наконечника до хвостовой части).

· длина базового прибора ТАГИС-38 с прибором-приставкой ТАГИС.38/ННК - 3159 мм (от окончания присоединённого кабельного наконе...