Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Компьютеризированный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин
ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Компьютеризированный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин"
РГБ ОД
2 7 ОНТ 1938
На правах рукописи
БУЕВИЧ Александр Степанович
КОМПЬЮТЕРИЗОВАННЫЙ АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН
Специальность 04.00.12 - "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых"
Автореферат диссертации на соискание учёной степени доктора технических наук
Тверь - 1998
Работа выполнена в Научно-производственном центре Тверьгеофизика
Официальные оппоненты:
• доктор технических наук Блюменцев А. М.
• доктор физико-математических наук, профессор Лухминский Б. Е.
• доктор технических наук, профессор Молчанов А. А. Ведущая организация: ГАНГ им. И. М. Губкина
Защита состоится 18 ноября 1998 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета В 169.13.01 в НПЦ Тверьгеофизика по адресу:
170034, г. Тверь, пр-т Чайковского, 28/2.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НПЦ Тверьгеофизика.
Автореферат разослан " октября 1998 г.
Учёный секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор
А.И. Фионов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы
В последние годы в нефтяной отрасли РФ наблюдалось падение добычи нефти. Одной из причин этого является высокая обводнённость добываемой продукции на большинстве нефтяных месторождений страны. Снижение темпов падения добычи может быть достигнуто за счёт быстрого ввода в эксплуатацию скважин, выходящих из бурения и повышения эффективности и уменьшения сроков капитального ремонта скважин, а также проведение мероприятий по интенсификации добычи. Важнейшее значение имеет оптимизация процесса добычи нефти по месторождениям.
Все указанные меры, способствующие снижению темпов падения добычи, эффективны при условии их информационного обеспечения методами промысловой геофизики. Без геофизического контроля эксплуатации месторождений и отдельных скважин невозможно как рациональное управление процессом разработки в целом, так и решение оперативных вопросов по выбору режимов работы скважин и их ремонту. В связи с этим в настоящее время наблюдается рост объёмов информационных услуг, оказываемых геофизическими предприятиями в процессе эксплуатации и капитального ремонта скважин. Объединяющим признаком такого рода услуг является то, что они связаны с проведением геофизических исследований действующих скважинах (далее ГИДС).
Между тем, техническая вооружённость промысловой геофизики в отношении ГИДС не соответствует современным требованиям и возможностям информационных технологий. Применение компьютерных технологий в системе ГИДС позволяет коренным образом повысить эффективность и оперативность решения задач контроля эксплуатации нефтяных месторождений и информационного обеспечения испытаний разведочных скважин и капитального ремонта эксплуатационных скважин. Однако новая технология требует и новых подходов при разработке аппаратуры и методики.
Основными составными частями технологии ГИДС являются скважинная аппаратура, регистрирующий комплекс (станция), средства обработки данных, интепретации и подготовки заключения.
Все известные научно-технические разработки, направленные на совершенствование технологии ГИДС, ограничиваются какой либо одной из указанных составных частей. Технологический комплекс на ряде предприятий строится на основе совместного при-
менения указанных составных частей в той или иной комбинации. Поскольку при разработке отдельных составляющих комплекса изначально не закладывалась прямая их увязка, эффективность подобных систем значительно меньше той, которую можно было бы ожидать.
Разработка компьютеризованного аппаратурно-методического комплекса для геофизических исследований действующих скважин на основе научно-обоснованных принципов комплексного подхода к разработке аппаратуры, методики и программного обеспечения является актуальной научно-технической проблемой. Решение этой проблемы вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса. Внедрение комплекса имеет важное народнохозяйственное значение в обеспечении снижения темпов падения добычи нефти.
Цель работы
Повышение информативности, достоверности и оперативности геофизических исследований действующих скважин при их испытании, эксплуатации и ремонте за счёт комплексного подхода к разработке компьютерной технологии ГИДС и создания на этой основе технологического комплекса.
Основные задачи исследования
1) Анализ состояния технологии геофизических исследований действующих нефтяных скважин.
2) Научное обоснование и разработка методики решения основных задач ГИДС применительно к компьютерной технологии:
• исследование методических вопросов решения задач на основе использования многопараметровой цифровой аппаратуры;
• разработка методов компьютерной обработки данных при решении задач ГИДС.
3) Научное обоснование и разработка принципов комплексного подхода к разработке аппаратуры, методики и программного обеспечения для ГИДС.
4) Разработка цифровой скважинной аппаратуры:
• сравнительный анализ различных принципов построения цифровой скважинной аппаратуры;
® исследования по оптимизации конструкции датчиков и разработка новых типов датчиков; в разработка модульной программно-управляемой скважинной аппаратуры на принципах сетевой телеметрической системы;
• оценка перспектив развития базового аппаратурного комплекса.
5) Разработка компьютерного регистрирующего и обрабатывающего комплекса для геофизических исследований действующих скважин:
• анализ состава обслуживаемой скважиной аппаратуры по особенностям ТЛС;
• определение функциональных и эксплуатационных требований к комплексу;
• определение принципов построения и разработка программного обеспечения станции на основе комплексного подхода к технологическому процессу;
6) Разработка программной среды компьютерной поддержки интерпретации:
в исследование возможности создания специализированной среды программирования для создания и совершенствования обрабатывающих программ и оценка её эффективности;
• разработка алгоритмов и программ компьютерной обработки и поддержки интерпретации.
7) Обеспечение опытно-промышленного опробования и практического использования в геофизических предприятиях разработанного технологического комплекса.
Научная новизна
1. Обоснован и реализован принцип построения программного обеспечения компьютеризованного аппаратурно-методического комплекса для исследования действующих скважин как функционально законченной единой системы, включающей подсистемы:
• управления регистрирующим комплексом;
• регистрации исходных данных и условий измерения;
• метрологической поддержки скважинной аппаратуры на принципе индивидуальной градуировки;
в компьютерной поддержки оперативной интерпретации.
2. Исследована возможность применения в скважинной аппаратуре в качестве чувствительного элемента датчика температуры фольгового никелевого резистора на полиамидной плёночной подложке, что позволило достичь улучшения метрологических характеристик при высокой надёжности.
3. Определены критерии качества датчик термоанемометра и предложен способ улучшения его характеристик за счёт использования принципа направления теплового потока вдоль поверхности корпуса датчика.
4. Предложена и разработана система построения модульной программно-управляемой скважинной аппаратуры на принципах двухпроводной сетевой телеметрической системы.
5. Предложен и реализован способ температурной компенсации датчика давления с использованием специального служебного телеметрического канала и коррекции показаний на программном уровне станции.
6. Разработаны базовые алгоритмы обработки и компьютерной поддержки интерпретации данных ГИДС:
• усовершенствован алгоритм нахождения плотности по кривой давления за счёт углублённой обработки кривой градиента давления, что позволяет существенно увеличить разрешающую способность и по плотности оценивать нефтесодержание в потоке флюида;
• предложена методика обработки данных термоиндикатора притоков, позволяющая устранить влияние температуры среды и предусматривающая выявление интервалов притоков на основе статистической обработки нескольких замеров по минимальному и максимальному критериям;
• обоснована необходимость и предложен способ приведения к единой шкале всех показаний индикатора влагосодержания, зарегистрированных в скважине.
Основным защищаемым результатом является аппаратурно-ме-тодический комплекс для исследования действующих скважин, представляющий собой единую систему, включающую модульную многоканальную скважинную аппаратуру, специализированную компьютеризованную регистрирующую станцию и интегрированную программную среду регистрации и обработки данных.
Основные защищаемые положения:
1. Построение скважинной аппаратуры для исследования действующих скважин в виде модульной системы на сетевом принципе с транзитным двухпроводным интерфейсом обеспечивает наибольшую гибкость при компоновке комплексов для решения различных задач и экономию при обслуживании.
2. Программное обеспечение должно представлять собой интегрированную систему, обеспечивающую управление аппаратурой, метрологическую поддержку скважинной аппаратуры, регистрацию данных, оперативную обработку данных ГИДС и компьютерную поддержку интепретации, разработку и совершенствование обрабатывающих программ.
3. При регистрации данных целесообразно придерживаться принципа избыточности, заключающегося в том, что при использовании комплексной многоканальной аппаратуры необходимо при всех замерах регистрировать и совместно обрабатывать данные, поступающие по всем каналам аппаратуры.
4. Алгоритмы обработки данных ГИДС и алгоритмы компьютерной поддержки интерпретации должны быть ориентированны на обработку большого количества данных (до сотни кривых при исследовании одной скважины), зарегистрированных комплексной многоканальной аппаратурой с применением принципа избыточности.
Практическая значимость работы
Результаты работы позволили разработать единый аппаратурно-методический комплекс для ГИДС, состоящий из взаимоувязанных частей - цифровой скважинной аппаратуры, компьютерной станции и подсистемы оперативной обработки данных. Применение этого комплекса позволяет повысить качество исходного материала, уменьшить время проведения ГИС, обеспечить высокую оперативность получения интерпретационного заключения.
Разработанная автором система построения модульной программно-управляемой скважинной аппаратуры на базе двухпроводной сетевой телеметрической системы позволяет легко расширять базовый аппаратурный комплекс ГРАНИТ за счёт подключения вновь разрабатываемых модулей и модернизации старого парка аппаратуры. Применение новой аппаратуры повышает эффективность решения задач ГИДС и существенно сокращает время исследований.
Разработанный под руководством автора компьютерный регистрирующий и обрабатывающий комплекс ОНИКС позволяет работать как с новой аппаратурой ГРАНИТ, так и со старым парком аппаратуры. При этом отпадает необходимость использования многочисленных измерительных панелей для каждого типа аппаратуры. Пакет программ оперативной обработки данных позволяет непосредственно при работе на скважине оценить качество получаемого материала и, при необходимости, выдать его Заказчику как результат первичной обработки.
В конечном итоге, применение разработанного аппаратурно-ме-тодического комплекса позволит повысить достоверность и полноту данных о состоянии скважин и разрабатываемых месторождений и будет способствовать оптимизации эксплуатации скважин и рациональной разработке нефтегазовых месторождений.
Реализация в промышленности
Разработанный аппаратурно-методический комплекс ГРАНИТ-ОНИКС в настоящее время выпускается опытным производством НПЦ Тверьгеофизика. Всего выпущено 25 комплектов скважинной аппаратуры ГРАНИТ и 30 регистрирующих и обрабатывающих комплекса ОНИКС.
Комплексы находятся в промышленной эксплуатации и используются для решения промысловых задач в следующих крупных геофизических предприятиях: АО "Мегионнефтегеофизика", "Сургут-нефтегеофизика", "Ноябрьскнефтегазгеофизика", Красноярское УГР, Ноябрьская ГК.
Апробация работы
Основные результаты работ представлялись и обсуждались на научно-практической конференции "Компьютерные технологии ГИС" (Тверь, 1996), на техническом совете фирмы Халибартон (США, Хьюстон, 1997), на научно-практическом семинаре "Проблемы качества ГИС" (Тверь, 1997), на семинаре "Применение компьютерных технологий при производстве ГИС контроля разработки и КРС" (Нижневартовск, 1996), на координационных совещаниях по промысловой геофизике МНП (1980 - 1986), на международной геофизической конференции и выставке (Москва, 1997), на международных выставках "Нефть и газ" (Москва, 1989 -1995), на научно-практическом школе-семинаре "Состояние и пути развития методов, техники и технологии контроля за испытанием нефтегазовых скважин" (Тверь, 1993).
Объём работы. Диссертация состоит и введения, 7 глав и заключения. Текст изложен на 225 страницах, включая 66 рисунков, 9 .таблиц и список литературы из 192 наименований.
Исходный материал. Базовой основой диссертации являются 23 опубликованных научных работ и 14 авторских свидетельств на изобретения. Материалы диссертации отражены в научных отчётах, переданных с 1985 по 1995 г. в фонды ВНИГИК, г. Тверь.
В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично автором, под его руководством и при непосредственном участии с 1985 по 1997 гг. в ВНИГИК, НПФ НефтеТестСервис, НПЦ ТверьГеофизика. В разработке последнего поколения скважинной аппаратуры ГРАНИТ и комплекса ОНИКС принимали активное участие Шейфот А.И., Брызгалов В., Дмитриев А.Н., Юркина В.Г.
Реализация программного обеспечения выполнена Коршиковым С.Н. при постановке задач и руководстве автора.
Часть положений диссертации основаны на научных исследованиях, проведённых автором или при его участии в период с 1972 по 1985 гг. на специализации Геофизика Башгосуниверситета. В этих исследованиях принимали участие сотрудники специализации Ва-лиуллин P.A., Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш., Пацков JI.JL.
Большое положительное влияние на формирование диссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Орлинским Б.М., Кирпиченко Б.И., Алиевым Я.Р. Автор выражает благодарность Бродскому П.А., Фионову А.И. и Козяру В.Ф. за исключительно ценные советы по оформлению работы и подготовке к защите диссертации. Внедрение разработанного комплекса на геофизических предприятиях было бы невозможно без участия Бурдо В.Б., Хаматдинова Р.Т., Бурдо В.Б., Казака В.Г., Коновалова В.А., Попова И.Ф., Пасечника М.П., Шамихина А.Н. Автор выражает глубокую признательность этим учёным и производственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных организаций, с которыми он с большим удовлетворением сотрудничал в ходе работы.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Технология геофизических исследований действующих скважин основана на теоретических исследованиях, методических и аппаратурных разработках, выполнявшихся в течение нескольких десятков лет рядом организаций. В результате сложилось направление ГИС, существенно отличающееся по решаемым задачам, условиям проведения, методике и технике исследований от каротажа скважин.
Значительный вклад в формирование этого направления внесли Басин Я.Н., Белышев Г.А., Бернштейн Д.А., Валиуллин P.A., Голо-вацкая И.В., Гулин Ю.Н., Гуторов Ю.А., Дахнов В.Н., Дворкин И.Л., Кирпиченко И.В., Коноплёв Ю.В., Корженевский А.Г., Кременец-кий М.И., Непримеров H.H., Орлинский Б.М., Петросян Л.Г., По-зин Л.З., Прямов П.А., Резванов P.A., Чёрный В.Б., Швецова Л.Е. и другие исследователи.
К началу работ по теме настоящей диссертации имелась технология ГИДС, основанная на научно-обоснованных методиках проведения исследований и интерпретации, использовании комбинированной (К2, Напор) и комплексной (КСА-Т7) аппаратуры, аналоговых фоторегистраторов и цифровых регистраторов ТРИАС, ПВК, САМОТЛОР.
Появление компьютерных и процессорных технологий поставило вопрос о техническом перевооружении отрасли промысловой геофизики в целом и направления ГИДС в частности. Техническое перевооружение, в свою очередь, ведёт к необходимости пересмотра многих методических вопросов, особенно в части компьютерной обработки данных и компьютерной поддержки интерпретации. При этом резко возрастает эффективность ГИДС при решении геологических и технических задач за счёт повышения объёма и качества получаемого исходного материала, скорости и глубины его обработки. Т.о., компьютеризация способна коренным образом перестроить технологический процесс ГИДС.
Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цель и задачи исследований.
1. Состояние и развитие технологии геофизических исследований действующих скважин
Выделение геофизических исследований действующих скважин в качестве самостоятельного направления промыслово-геофизи-ческих исследований состоялось в шестидесятые годы. Основанием для этого стали следующие обстоятельства. 1) Определение типа объектов исследований:
• вышедшие из бурения обсаженные скважины в процессе их испытания и освоения;
• эксплуатационные действующие скважины (добывающие и нагнетательные);
• скважины, находящиеся в капитальном ремонте. Указанные объекты можно объединить как действующие скважины в связи с тем, что исследования проводятся в процессе движения флюида в скважине, а режим остановки применяется лишь как фоновый.
1) Формирование круга задач:
• определение технологических параметров и технического состояния скважин;
• оценка геолого-технологических параметров пластов в присква-жинной зоне;
в контроль эксплуатации месторождения.
2) Разработка набора геофизических методов и методик проведения исследований.
3) Разработка и серийный выпуск специализированной малогабаритной аппаратуры для исследования действующих скважин через насосно-компрессорные трубы.
В основе рассматриваемого направления лежат работы, выполненные рядом исследователей по радиометрии (Дахно'в В.Н., Басин Я.Н., Гулин Ю.А., Дворкин И.Л.), акустике (Кузнецов А.П., Ива-кин А.Б.), термометрии (Дьяконов Д.И., Позин JI.3., Череменский Г.А., Непримеров H.H.). Особое значение имели глубокие теоретические и прикладные работы в области гидродинамики и термодинамики многокомпонентных потоков в пласте и скважине, выполненные Чекалюком Э.Б., Чарным И.А., Череменским Г.А. и др.
Начало систематических исследований в области ГИДС положили работы, выполненные в шестидесятые-семидесятые годы Аб-рукиным A.JI., Комаровым С.Г., Лаптевым В.В., Лукьяновым Э.А., Омесь С.П., Орлинским Б.М., Швецовой Л.Е. и др. Эти работы были успешно продолжены рядом исследовательских коллективов: МИНХ и ГП (Добрынин В.М., Кожевников Д.А., Резванов P.A., Позин Л.3., Кременецкий М.И.), Башгосуниверситет (Дворкин И.Л., Валиуллин P.A., Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш. и др.), Казанский госуниверситет - (Непримеров H.H., Марков А.И.), ВНИИЯГГ (Басин Я.Н., Неретин В.Д., Поляков В.Е.), ВНИИНПГ - (Лаптев В.В., Труфанов В.В., Кошляк В.А., Габдуллин Т.Г.), ВНИИГИС - Кир-пиченко Б.И., Гуторов Ю.А.), НПП ГЕРС (Лукьянов Э.Е., Бродский П.А., Фионов А.И., Хаматдинов Р.Т. и др.).
Широкое распространение ГИДС было бы невозможно без создания специализированной аппаратуры. Наибольшее применение нашли разработки, выполненные в Тюменском специализированном конструкторском бюро (К2, К2-321М, КСА-Т7 и др. - под руководством Костина А.И., Барычева A.B.,.), ВНИИНПГ (НАПОР, СТЛ-28 - под руководством Белышева Г.А., Парфёнова А.И. при участии автора), Тюменского СКТБ (АККИС - под руководством Лосева Н.В., Фая В.И), СКТБ ГП Центргазгеофизики (АГДК - под руководством Микина М.П., Скопинцева М.Л.).
Задачи геофизических исследований действующих скважин принято разбивать на две группы - контроль технического состояния скважины и исследование эксплуатационных характеристик перфорированного пласта. Такое разбиение, с точки зрения автора, является весьма условным, т.к. задачи того и другого класса во многих случаях решаются одним и тем же комплексом методов, а зачастую и одновременно. Тем не менее в данной работе поддерживается принятая классификация.
Основными задачами исследований контроля технического состояния скважины являются:
1) уточнение интервалов перфорации и состояния забоя;
2) контроль за установкой глубинного оборудования;
3) определение уровней жидкости в НКТ и межтрубном пространстве;
4) определение мест негерметичности обсадных колонн;
5) определение заколонных перетоков флюида. Геофизические исследования в интервале объекта разработки с целью определения эксплуатационных характеристик перфорированного пласта являются основным видом ГИДС. Для нефтяных скважин наиболее важной целью является определение источников обводнения. В общем случае основными задачами исследований являются:
1) определение интервалов притоков пластового флюида в скважину (для нагнетательных скважин - определение интервалов приема закачиваемой жидкости);
2) определение профиля притока (профиля поглощения);
3) оценка характера поступающего в скважину флюида;
4) определение пластового давления;
5) оценка гидропроводности пласта и состояния призабойной зоны. К началу работ по созданию компьютеризованного комплекса
наибольшее промышленное применение нашли следующие методы: термометрия (высокочувствительная), барометрия (или, по другому, манометрия), метод термоиндикатора притоков; расходомет-рия, метод диэлькометрического индикатора влагосодержания, гамма-метод, метод электромагнитной локации муфт колонны.
По причинам необеспеченности серийной аппаратурой либо недостаточной разработанности методики значительно меньше применялись метод индукционного резистивиметра, плотностнометрия в различных видах, метод индикатора акустических шумов, нейтронные (стационарные) методы.
Разумеется, указанный комплекс не следует рассматривать как универсальный для всех случаев. За рубежом и в отечественной практике применяется целый ряд методов и приборов, не вошедший в указанный перечень, например, акустический телевизор, импульсный нейтронный прибор, электромагнитные дефектоскопы, трубные профилемеры и т.д. Однако исследования этими приборами не носят массового характера, а сами приборы, как правило, имеют сравнительно большие габариты и плохо поддаются комплексиро-ванию.
Применение различных методов для решения задач ГИДС должно носить, как правило, комплексный характер. Это связано с тем, что измерение какого-либо одного физического параметра далеко
не всегда даёт однозначный и надёжный ответ на поставленные вопросы. Причины заключаются в следующем.
Во-первых, это связано с тем, что, с точки зрения физики, решение обратных задач в большинстве случаев не является однозначным. Например, одним из наиболее информативных методов ГИДС по праву считается термометрия. Однако распределение температуры в стволе действующей скважины, прекрасно описываемое уравнениями термодинамики и гидродинамики, оказывается функцией самых разнообразных граничных и временных условий, распределенных параметров среды в скважине и прискважинной зоне, динамических характеристик потока флюида в скважине и т.д. В этих условиях трудно выделить и количественно оценить влияние какого-либо одного фактора, например, характера флюида.
Во-вторых, многие задачи ГИДС связаны с необходимостью получения информации о прискважинной зоне, в то время как сами измерения проводятся в обсаженной скважине в условиях многофазного потока со сложной макроструктурой (гидрофильная среда, гидрофобная среда, эмульсия и т.п.). Кроме того, малогабаритные приборы и сами датчики дают информацию лишь о малой части сечения скважины. Поэтому по результатам измерений физических параметров потока флюида в скважине далеко не всегда можно судить и параметрах движения флюида за пределами ствола.
Третьей причиной неоднозначности и недостаточной надёжности данных одного отдельно взятого метода ГИДС является вероятное в условиях действующей скважины изменение характеристик датчиков вследствие засорения или повреждения. Диагностировать такого рода искажения измеренных данных не всегда удаётся без привлечения данных других методов.
И, наконец, четвёртой причиной являются ограничения динамического диапазона эффективной работы тех или иных датчиков сходного назначения. Например, расходомер механического типа имеет недостаточную чувствительность в области малых скоростей, а термоанемометр, наоборот, имеет наибольшую чувствительность при малых скоростях движения флюида. Похожая ситуация с конденсаторным индикатором влагосодержания и индукционным резисти-виметром.
В силу указанных обстоятельств в области ГИДС сложилась вполне оправданная тенденция к использованию большого количества разнородных методов, зачастую дополняющих и дублирующих друг друга с точки зрения решения промысловых задач. Отсюда вытекает необходимость создания технологии, ориентировашюй на комплек-
сные исследования как на этапе регистрации, так и на последующих этапах решения промысловых задач. Такой технологии на момент постановки работ по теме диссертации не было. Ключевыми моментами комплексной технологии ГИДС является одновременная запись большого количества параметров в процессе проведения исследований и необходимость полуавтоматизированной обработки накопленного объёма информации.
Арсенал методов ГИДС в течение ряда лет непрерывно пополнялся и к настоящему времени насчитывает более десятка методов. Исторически каждый новый метод реализовывался разработкой специального скважинного прибора. Поскольку использование большого количества отдельных приборов существенно увеличивает стоимость ГИДС, по мере развития электронной базы разрабатывались комбинированные приборы (К-2, К-2М, НАПОР и др.).
Особенностью таких приборов является возможность последовательной регистрации нескольких параметров без подъема прибора на устье скважины. Системы передачи информации и команд переключения в комбинированных приборах неоднородны. Например, в аппаратуре НАПОР использованы три способа передачи информации и два способа переключения каналов.
Следующим шагом совершенствования скважинной аппаратуры ГИДС явилась разработка комплексных приборов, позволяющих одновременно регистрировать значительное количество параметров. Примером такого рода аппаратуры является КСА-Т7.
Долгое время задачи ГИДС решались по следующей схеме. Сква-жинные приборы различных видов подключались к индивидуальным панелям и аналоговые сигналы с выходов панелей регистрировались осциллографами на диаграммных лентах. Далее первичные материалы подвергались обработке с целью уточнения привязки по глубине и перерисовывались в виде планшетов, содержащих набор кривых и графических изображений элементов конструкции скважины. На момент начала работ по теме диссертации такая технология сохранялась в подавляющем большинстве геофизических предприятий.
Появление в некоторых геофизических предприятиях вычислительных комплексов и цифровых каротажных регистраторов привело к тому, что такие регистраторы (ТРИАС, САМОТЛОР, ПВК) стали использоваться не только в каротаже, но и в ГИДС. При этом используются измерительные панели аппаратуры, в большинстве случаев, не имеющие цифровых выходов. В целом переход на цифровую регистрацию в рассмотренном варианте дает неболь-
шой эффект в плане повышения производительности и оперативности выдачи заключения.
2. Развитие методики ГИДС применительно к компьютерной технологии
Ряд положений по проведению исследований, изложенных в руководящих документах и методических разработках, требует развития и изменения применительно к компьютерной технологии. В частности, основополагающим обстоятельством последней в части методики исследований является использование цифровых многоканальных скважинных приборов, обеспечивающих одновременное измерение всех или большинства необходимых для решения задачи физических параметров.
Для правильной интерпретации материалов, полученных при исследовании скважин с использованием компрессоров, немаловажное значение имеют исчерпывающие и достоверные сведения об условиях измерения, состоянии скважины на момент измерения, точные сведения о временах измерения и типе применяемой аппаратуры. Эти данные должны содержаться во всех зарегистрированных в процессе исследований исходных файлах.
Основным способом потокометрических исследований является расходометрия "на протяжке", выполняемая при разных скоростях движения прибора. Данный метод требует контроля за качеством произведённых замеров путём проведения предварительной компьютерной обработки данных непосредственно после проведения замеров.
Как показано в диссертации, в связи с тем, что информационным параметром термоанемометра является степень перегрева датчика относительно температуры подвижной среды, необходима соответствующая корректировка показаний относительно окружающей температуры. Для этого одновременно с показаниями термоанемометра должна регистрироваться температура среды.
Применение компьютера позволяет эффективно применять статистические методы обработки данных. Опытным путём показано, что влияние погрешности флюктуационного характера для ряда методов можно существенно уменьшить за счёт совместной обработки нескольких замеров. Автором сформулирован "принцип избыточности", предусматривающий регистрацию максимального количества параметров даже в тех случаях, когда по методическим соображениям требуется многократная регистрация определённого ограниченного набора параметров, например, температуры или (и) скорости потока. Это даёт возможность получить для совместной
обработки наборы кривых гамма-фона, локатора, индикатора шумов и др.
В большинстве случаев диаграмма локатора муфт (JIM) используется для взаимной увязки замеров, произведенных при разных рейсах приборов, и для уточнения привязки по глубине, если имеется опорная, уже привязанная диаграмма JIM. В связи с этим диаграмму JIM необходимо регистрировать одновременно с регистрацией данных других методов. Из этого следует, что JIM должен надёжно работать в широком диапазоне скоростей.
В некоторых случаях при преобразовании исходных данных резко уменьшается соотношение сигнал/шум. В первую очередь это касается операции дифференцирования. Эта операция применяется при нахождении градиента температуры, зон притоков по термоанемометру, плотности по кривой давления и скорости перемещения прибора. Для уменьшения помех иногда достаточно эффективен простой фильтр, основанный на усреднении данных по глубине в скользящем окне. Для других случаев автором предложен более эффективный способ обработки, предусматривающий определение общего уровня шумов в зонах заведомого отсутствия аномалий и отсечки интервалов, в которых значение параметра выходит за границы этого уровня. Таким образом выделяются зоны аномалий. После этого кривая вне зоны аномалий подвергается сглаживанию, а в зонах аномалий остаётся без изменений.
Нахождение плотности по кривой давления при кажущейся принципиальной простоте является непростой задачей, т.к. точность определения плотности и разрешение по глубине прямо зависят от разрешающей способности манометра. При использовании резистивных датчиков давления в диапазоне давлений до 60 МПа и шестнадцатиразрядных АЦП случайная составляющая погрешности 5Р составляет в лучшем случае 0,002 МПа. Для приемлемого разрешения по глубине А z = 1 м получаем разрешение по плотности 5р = 0,2 г/см3. Между тем, для решения задачи необходимо разрешение, по крайней мере, не хуже 0,05 г/см3. Отсюда Д z = 4 м. Таким образом, имеется противоречие между требуемым разрешением по параметру и по глубине. Для разрешения этого противоречия автором разработан метод обработки, не искажающий границы изменения плотности, связанные, например, с притоком нефти в воду. Алгоритм предложенного способа обработки предусматривает:
• просмотр исходной кривой в расширяющемся по шкале глубин
окне;
• предварительное обнаружение границы изменения плотности по увеличению среднеквадратичного отклонения;
• уточнение положения границы;
• замену значений плотности между границами на среднее значение;
• продолжение поиска следующей границы.
Описанный способ обработки данных позволяет эффективно использовать данные о плотности, вычисленной по градиенту давления, для оценки нефтесодержания в жидкости, заполняющей ствол скважины.
Задача определения работающих интервалов, в общем случае, решается комплексом приборов, основными из которых являются термометр, термоанемометр, расходомер. Принимаются во внимание и данные других приборов - резистивиметра, индикаторов влагосо-держания и шумов.
В интервалах притоков формируются аномалии температуры от 0,1 °С и более за счёт разогрева флюида при дросселировании в пласте и конвективного теплообмена потока флюида, поднимающегося по скважине, с втекающим в скважину флюидом. Применительно к компьютерной технологии обработки данных термометрии термограмма предварительно подвергается анализу. В алгоритме, разработанном автором, используется то обстоятельство, что все зоны притоков характеризуются аномально повышенной кривизной профиля температуры. После выделения аномальных зон производится уточнение интервалов притока в пределах этих зон раздельно по дроссельному эффекту и по эффектам калориметрического смешивания.
Для кривых, зарегистрированных термоанемометром, автором разработана методика обработки, позволяющая устранить влияние температуры среды. Величина влияния температуры среды может быть весьма значительной, поэтому ввод поправки целесообразно осуществлять уже на этапе первичной обработки данных.
Опыт показывает, что кривые термоанемометра имеют значительный уровень флюктуаций и зачастую слабую повторяемость. Автором предложена форма обработки и представления результатов выделения интервалов притоков, отражающая степень надёжности полученных данных.
После первичной обработки выявляются интервалы притоков и строится кривая аномалий. Аномалии получены при дифференцировании исходной кривой и отсечки фона на заданном уровне с учётом направления движения прибора. Амплитуда аномалий определяется в известной степени интенсивностью притоков.
Затем по принципу среднего арифметического находится кривая притоков, характеризующая профиль притоков по максимальному критерию. Другими словами, если хотя бы на одной исходной кривой выделен интервал притока, он имеется и на результирующей кривой максимальной оценки. Далее по принципу среднего геометрического находится кривая притоков, характеризующая профиль притоков по минимальному критерию. Другими словами, на результирующей кривой минимальной оценки остаются только те аномалии, которые повторяются на всех кривых. Амплитуда аномалий получается как среднее геометрическое по всем замерам.
Статистическую обработку данных расходометрии "на протяжке" предлагается производить по ходу обработки данных дважды. Первый раз при построении градуировочных характеристик расходомера используется метод наименьших квадратов. Второй раз статистическая обработка проводится нахождением усреднённой кривой скорости потока после того, как в каждый замер введена поправка на скорость записи в соответствии с градуировочной характеристикой.
Характер притекающего флюида определяется по показаниям нескольких методов. Основными являются показания индикатора влагосодержания и индукционного резистивиметра. В качестве вспомогательного метода может быть использована термометрия. Применение последней основано на различии коэффициентов Джоуля-Томсона для воды и нефти. И, наконец, при обеспечении разрешающей способности не хуже 0,05 г/см3 весьма существенными оказываются данные по плотности флюида.
Эффективность решения задачи повышается при использовании ряда предложенных автором методических приёмов обработки данных.
Для автоматизированной интерпретации данных индикатора влагосодержания предлагается нормировать шкалу влагомера в условных единицах 0 ... 100 по реальным замерам так, чтобы нулевые показания соответствовали газовой среде (воздух), а верхний предел -водной среде. Это позволяет оценивать изменения нефтесодержания по уровню показаний в пределах фиксированной шкалы. В качестве отдельного признака неоднородной среды в стволе скважины (вода, нефть, газ в смеси) строится кривая амплитуды флюктуаций.
Для оценки степени минерализации показания индукционного резистивиметра обязательно должны быть скорректированы в соответствии с температурой. В многофазной среде резистивиметр фиксирует прохождение частиц нефти через измерительный канал прибора резкими изменениями показаний. Показания резистивиметра
в таких условиях не подлежат количественной обработке. На качественном уровне по его показаниям определяется нижняя граница притока нефти в ствол скважины и граница раздела различных типов среды - гидрофильного и гидрофобного.
Датчики влагосодержания и индукционного резистивиметра являются локальными и не всегда отражают количественное соотношение водной и нефтяной фаз в потоке флюида. С этой точки зрения выгодно отличается манометрический плотномер. На фактическом материале в диссертации показано, что вполне достоверной может быть оценка содержания нефти в потоке по кривой плотности, полученной из кривой давления.
Перетоки жидкости за обсадной колонной вследствие негерметичности заколонного пространства приводят к обводнению нефтяных скважин, либо к неконтролируемому заводнению объектов при нагнетании.
Автором и другими исследователями доказано, что термометрия, в большинстве случаев, позволяет однозначно судить о движении жидкости ниже перфорированных пластов. Методика исследований должна предусматривать проведение замеров в нескольких, как минимум, двух режимах, отличающихся забойным давлением. Автором разработан алгоритм выявления заколонной циркуляции на основе анализа набора следующих признаков: отличие реального градиента температуры относительно среднего геотермического в интервале исследований более чем в два раза; наличие отрицательного градиента на расстоянии более 2 м от эксплуатируемого пласта; наличие резких изменений градиента температуры по пути движения жидкости; слабая корреляция замеров, выполненных при разных режимах. Учёт перечисленных признаков с разными весами позволяет вероятностно оценить наличии заколонной циркуляции.
Использование данных шумометрии в интегральном варианте для выявления движения жйдкости за колонной связано с проблемой разделения шумов, связанных с движением прибора, и акустических шумов, генерируемых потоком жидкости. В работе на примерах показано, что учёт спектральных составляющих шумов позволяет гораздо более эффективно выявить эффекты, связанные именно с движением воды за колонной.
3. Комплексный подход к технологическому процессу геофизических исследований действующих скважин
Комплексный подход к технологическому процессу геофизических исследований ГИДС скважин должен быть направлен на обес-
печение эффективности решения задач информационного обеспечения испытания, эксплуатации и ремонта скважин. Под эффективностью понимается получение достоверного и обоснованного заключения при минимальном времени проведения исследований и привлечении минимальных дополнительных ресурсов. С этой позиции представляется необходимым рассмотреть и принять во внимание все составляющие технологической цепочки от подготовки к решению поставленной задачи до выдачи Заказчику окончательного заключения и подтверждающих материалов.
По убеждению автора диссертации, основным требованием является высокое качество всех составляющих процесса. Низкий уровень даже одного звена самым плачевным образом влияет на конечный результат. Например, неправильное методическое построение исследований или их низкое качество заведомо приведёт к получению неполных или недостоверных интерпретационных результатов даже в том случае, если уровень интерпретации высок. И наоборот, использование самой совершенной техники при проведении исследований не даёт гарантии высокого качества конечных результатов без должного уровня интерпретации. Конечно, обеспечение высокого качества отдельных этапов процесса влияет на конечный результат, однако действительно новый эффект при минимальных затратах проявляется только при комплексном подходе ко всем без исключения составляющим технологического процесса. Например, можно затратить большие средства на приобретение самых современных компьютерных станций и подготовить высококвалифицированных операторов для работы с этими станциями, но если используемая скважинная аппаратура не отвечает современным методическим требованиям, эффект от внедрения таких станций будет непропорционально мал по сравнению с затратами.
Второе требование - отдельные этапы технологического процесса должны быть взаимоувязаны в части используемых ресурсов. Понятно, что для проведения исследований невозможно использовать даже очень хорошую скважинную аппаратуру, если она не поддерживается системой регистрации, пусть тоже хорошей. Менее очевидным является требование взаимоувязки программных средств. Используемые программные средства могут быть формально совместимыми, однако перевод данных из одной системы программного обеспечения, например, регистрации, в программную среду обработки может быть неоправданно трудоёмким и связан с потерями информации. Таким образом, совместное использование частей
высокого качества вовсе необязательно даёт сложение их положительных качеств.
Технологический процесс решения конкретной задачи ГИДС начинается с уточнения задачи, выбора методики и технических средств её решения. По мнению автора, геофизическое предприятие должно стремиться к установлению таких отношений с Заказчиком, при которых роль последнего сводится к постановке задачи, а выбор средств её решения (комплекса геофизических методов.
ЭТАПЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
методики исследований) остаётся за геофизическим предприятием. При составлении плана работ следует руководствоваться принципом избыточности, предусматривающим одновременную регистрацию широкого комплекса параметров с многократными повторами.
Выполненный автором сравнительный анализ традиционной компоновки скважинной аппаратуры на основе комплексных приборов и принципа модульного построения показывает, что указанный принцип позволяет уменьшить резервный фонд скважинной аппаратуры и сэкономить ресурс работы. Современная электронная база и схемотехника позволяют по новому подойти к вопросам надёжности и ремонтопригодности скважинной аппаратуры.
Во-первых, применение микроконтроллерных систем и программно-управляемых элементов даёт качественный скачок как по надёжности, так и по упрощению обслуживания. Это обусловлено высокой степенью интеграции электронных плат и перенесением большинства функций обработки и формирования сигналов со схемотехнического уровня на уровень программного обеспечения микроконтроллера. Устраняются наименее надёжные элементы - многочисленные провода и жгуты.
Во-вторых, при использовании микроконтроллерных систем и плат высокого уровня интеграции появляется возможность и целесообразность перейти к ремонту модулей на уровне замены плат. Такой подход является общепринятым в компьютерных системах. Для геофизических предприятий указанный путь удобен тем, что резко упрощает диагностику при поиске неисправности, сокращает время ремонта и не требует высокого уровня подготовки специалистов-ремонтников.
Одним из важнейших компонентов, определяющих качество результатов ГИДС, является метрологическое обеспечение измерений физических параметров в скважине. Построение надёжной и удобной метрологической системы является сложной проблемой, в основе которой лежат конструктивные особенности скважинной аппаратуры, базовое метрологическое оборудование, программное обеспечение градуировки аппаратуры и обработки сигналов с целью приведения к поименованным физическим единицам. Требования к перечисленным компонентам метрологической системы различны для разных параметров и определяются, с одной стороны, реальными методическими потребностями, с другой - техническими возможностями. Неточное определение требований легко может привести к неоправданным затратам на создание сложного метрологического оборудования и усложнению технологии иссле-
дований скважин. Между тем, во многих случаях для методов ГИДС неприменим подход, являющийся традиционным в измерительной техники. Это показано на примерах термометрии, расходометрии и других методов. Система метрологического обеспечения должна строиться на основании строгого учёта конкретных методических требований к каждому измеряемому параметру и реальных условий в скважине. Конструкция скважинной аппаратуры должна предусматривать использование минимальных технических средств для поверки и градуировки при сохранении точностных и динамических характеристик. В этой связи автором сформулированы следующие требования к современной аппаратуре:
1) характеристики преобразования должны быть линейными в такой степени, чтобы при градуировке и поверке можно было ограничиться двумя эталонными значениями преобразуемого параметра;
2) дополнительная погрешность, обусловленная влиянием температуры электронной схемы прибора, должна быть малой в такой степени, чтобы при градуировке и поверке её влиянием можно было пренебречь;
3) должна быть обеспечена возможность компенсации дополнительной температурной погрешности датчика давления программным путём;
4) замена любого датчика при ремонте не должна приводить к переналадке электронной схемы.
Программное обеспечение должно поддерживать базу метрологических данных скважинной аппаратуры на индивидуальном уровне для каждого модуля, а также отображать и регистрировать показания измерительных каналов аппаратуры в поименованных физических единицах.
Требования к компьютерному регистрирующему комплексу для обеспечения ГИДС и каротажных работ заметно отличаются. Прежде всего это касается интерфейса и питания скважинной аппаратуры. В отличие от каротажных приборов многожильный кабельный интерфейс в аппаратуре ГИДС не применяется, т.к. имеются ограничения по сечению кабеля. Аппаратура ГИДС не имеет мощных исполнительных механизмов, поэтому мощность источника питания может быть ограничена величиной 500 Вт. Кроме того, для питания не применяется переменное напряжение. И, наконец, в подавляющем большинстве случаев требование разрешающей способности по глубине можно ограничить величиной, равной диаметру скважины. Это связано с наличием поперечного градиента практически
для всех измеряемых параметров. Поэтому шаг регистрации данных по глубине может быть на порядок больше, чем при каротаже. В общем случае, для решения задач ГИДС могут применяться значительно более дешёвые по сравнению с каротажем специализированные наземные комплексы.
Несмотря на методические ограничения по применению устаревшей скважинной аппаратуры, сложившаяся ситуация в обеспеченности приборами требует поддержки регистрирующим комплексом всех типов скважинной аппаратуры ГИДС.
Программное обеспечение является важнейшей частью любой компьютерной технологии. Близким к идеальному является вариант построения функционально законченного пакета программного обеспечения как единой системы.
Повышение качества на этапе проведения исследований требует расширения функций ПО регистрации за счёт подсистем метрологии и оперативной обработки. Непрерывность технологического процесса и высокое качество получаемых результатов можно получить при системном подходе к формированию ПО ГИДС. Программное обеспечение обработки данных ГИДС с высокой эффективностью должно выполнять автоматизированную предварительную обработку большого количества (часто до сотни) кривых, в том числе с использованием статистических методов.
Обсуждение вопроса о необходимости оперативной обработки данных на скважине среди специалистов показало, что здесь нет единого мнения. Действительно, в большинстве случаев без этого вообще можно обойтись. Однако если говорить об обеспечении принципиальной возможности оперативной обработки, то этот вопрос требует более внимательного анализа. Может быть две цели оперативной обработки - для "внутреннего" пользования и для Заказчика. При выезде партии на скважину задача может быть поставлена не в виде регистрации нескольких параметров, а как промысловая задача - определить источник обводнения скважины, получить профиль притока путём замеров на протяжке или оценить гидродинамические параметры пласта по кривым восстановления давления. В процессе решения таких задач возникает вопрос оценки качества полученных результатов для принятия решения о завершении исследований. Этот вопрос носит уже интерпретационный характер и далеко не всегда может быть решён на основании визуальной оценки полученных данных. Понятно, что компьютерная поддержка интерпретации значительно облегчает решение проблемы.
С другой стороны, опыт работ на скважинах, находящихся в капитальном ремонте, испытании и в других случаях, когда на скважине работает промысловая бригада, показывает, что Заказчик крайне заинтересован в получении предварительного заключения на скважине.
Применение ПО оперативной обработки данных на скважине подразумевает необходимость подготовки к решению вопросов предварительной интерпретации в соответствующей программной среде. Возложение дополнительных функций по освоению этой среды на начальников партий может оказаться практически трудно осуществимым. В то же время эта проблема гораздо легче решается, когда подсистема регистрации встроена в единую интегрированную среду. В этом случае оператор при переходе в подсистему обработки имеет дело практически с тем же самыми меню, базой данных, формой графического представления и той же процедурой распечатки.
Для практического использования на производстве предпочтительны пакеты обрабатывающих программ, объединённые в единую рабочую среду. При формально высоком уровне совместимости могут возникать серьёзные затруднения в использовании разнородных подсистем даже в том случае, если отдельно каждая подсистема имеет высокие функциональные качества. При отсутствии приемлемого уровня совместимости подсистем возникает разрыв технологической цепочки, "склеивание" которой приводит к увеличению трудозатрат и ухудшению качества конечного результата из-за возможных потерь информации при переходе от одной подсистемы к другой.
4. Разработка скважинной аппаратуры нового поколения
К настоящему времени накоплен значительный опыт эксплуатации многопараметровой комплексной аппаратуры в эксплуатационном фонде скважин. Обычным является комплексирование следующего набора датчиков: манометра, термометра, термоанемометра, конденсаторного индикатора водосодержания, магнитного локатора, индикатора гамма-фона. Указанный набор датчиков, с одной стороны, является объективно необходимым при решении большинства задач в эксплуатационных скважинах, с другой - удовлетворительно вписывается в конструкцию комплексного прибора (модуля) при приемлемых габаритах. Без особых затруднений этот минимальный комплекс может быть дополнен индикатором акустических шумов и индукционным резистивиметром. Дальнейшее рас-
ширение рассмотренного набора датчиков при их размещении в комплексном приборе, видимо, нецелесообразно.
С другой стороны, перечисленный набор датчиков, очевидно, не исчерпывает ни методических потребностей при решении сложных задач контроля разработки нефтегазовых месторождений, ни возможностей геофизических методов. Так, например, желательно дополнение комплекса другими датчиками состава - гамма-плотностноме-ром, дифференциальным манометром. Важнейшее место при исследовании эксплуатационных скважин занимает расходометрия, основанная на использовании расходомеров различных типов. Перспективным является разработка и применение систем регистрации параметров многофазного потока (температуры, влагосодержания и т.п.) по сечению скважины. Особенностью упомянутых приборов являются значительная длина, затрудняющая их комплексирование. По этому признаку датчики, не вошедшие в первую группу, условно могут быть объединены во вторую группу.
Опыт автора и других разработчиков скважинной аппаратуры показывает, что известные схемотехнические решения на основе современной элементной базы и технологии позволяют реализовать программно-управляемый комплексный модуль длиной не более 1,5 м при диаметре 36 мм с набором датчиков первой группы. Это дает возможность при использовании стандартного лубрикатора и в соответствии с конкретными .методическими потребностями подсоединять к комплексному модулю один из модулей второй группы. В общем случае, конструкция всех модулей должна допускать их совместное использование в любой комбинации при одновременной регистрации параметров. Из этого, в частности, следует, что все модули должны быть программно-управляемыми, иметь совместимые стыковочные узлы и, как правило, транзитную жилу кабеля.
На основе опыта, накопленного автором при разработке скважинной аппаратуры, определены требования к датчикам термометра, термоанемометра, индикатора влагосодержания. С позиций этих требований выявлены недостатки существующих датчиков и разработаны новые датчики.
Датчик скважинного термометра для эксплуатационных скважин должен удовлетворять ряду требований, определяемых особенностями метода высокочувствительной термометрии. Основными из этих требований являются:
1) прочность к механическим воздействиям, в том числе к воздействию давления в рабочем диапазоне;
2) постоянная времени в воде не более 1 с;
3) мощность тепловыделения не более 10 мВт;
4) нелинейность преобразовательной характеристики не более 0,5 %;
5) обеспечение совместно со вторичной преобразовательной схемой разрешающей способности не хуже 0,005 °С.
Под руководством автора разработан датчик температуры, в котором в качестве чувствительного элемента (ЧЭ) применён фольговый никелевый резистор на полиамидной плёночной подложке. Стабильность выходных характеристик обеспечивается антикоррозийными свойствами никеля и закреплением геометрической конфигурации. Сам резистор выполнен по микротехнологии и имеет достаточно большое номинальное сопротивление - 300 Ом при начальном температурном коэффициенте около 1 Ом/°С. Плоская форма и малые размеры ЧЭ позволили закрепить его на внутренней поверхности цилиндрического корпуса датчика. В результате конструкция датчика обеспечивает, с одной стороны, достаточно малую постоянную времени, а с другой - возможность размещения дополнительных элементов для варианта термоанемометра.
Автором разработан способ линеаризации выходной характеристики датчика путём компенсации нелинейности преобразовательного элемента нелинейностью измерительного моста.
Датчик термоанемометра получается из датчика температуры при подводе мощности, обеспечивающей его перегрев относительно температуры среды. Если тепловая мощность постоянна, то информационным параметром, позволяющим судить о скорости потока флюида, является разность температур датчика и среды.
Между тем, во всех без исключения скважинных термоанемометрах в качестве информационного параметра регистрируется в лучшем случае температура датчика, в худшем - условные показания, пропорциональные температуре датчика. В этом случае температура среды вносит аддитивную дополнительную погрешность, величина которой может быть сотни процентов.
Влияние температуры среды можно учесть по показаниям датчика температуры. Для этого датчики термометра и термоанемометра должны иметь идентичные выходные характеристики и обладать близкими динамическими параметрами. Указанные требования в разработанных автором датчиках удовлетворяются за счёт того, что их чувствительные элементы и конструкция одинаковы и отличаются только тем, что в трубчатом корпусе датчика термоанемометра особым образом размещён нагреватель.
Способ подвода тепловой мощности к датчику термоанемометра во многом определяет его качество. Критерием качества, на наш
взгляд, может быть выбрано отношение сигнала от датчика в спокойной воде к сигналу при интенсивном перемешивании:
s = Т / т
тах' min'
Под сигналом понимается величина перегрева, измеренная, например, в °С. Для идеального датчика с максимальным коэффициентом теплоотдачи перегрев при интенсивном перемешивании Tmin должен стремиться к нулю, а коэффициент S, соответственно, к бесконечности. В реальных датчиках, применяемых в настоящее время в скважинной аппаратуре, указанный коэффициент не превышает 3-4. Наихудшие показатели имеют датчики с прямым подогревом, например, в аппаратуре типа СТД-2.
Автором разработана конструкция датчика термоанемометра с позиций достижения максимальной величины коэффициента S. Датчик устроен так, что тепловой поток проходит от нагревателя к чувствительному элементу через тонкую стенку трубки корпуса. В этом случае резко увеличивается влияние теплообмена с окружающей средой на ту часть тепловой мощности, которая достигает ЧЭ. В результате коэффициент качества разработанного датчика в 1,5 -2 раза больше, чем у лучших образцов, используемых в настоящее время.
Метрологические и эксплуатационные характеристики датчика влагосодержания конденсаторного типа в решающей степени зависят от материала диэлектрического покрытия. К покрытию предъявляются следующие требования:
1) диэлектрическая проницаемость должна быть стабильной и мало зависеть от температуры и давления;
2) покрытие должно быть механически прочным и износоустойчивым при толщине не более 1,5 мм; большая толщина уменьшает максимальную электрическую ёмкость измерительного конденсатора;
3) материал покрытия должен обладать гидрофобными свойствами и легко отмываться от нефти и парафина.
Наиболее распространённым материалом, применяемым в скважинной аппаратуре, является фторопласт (аппаратура ВБСТ, К-2, КСА-Т7). Этот материал обладает хорошими параметрами в отношении первых двух требований, но имеет низкую прочность. В аппаратуре АККИС применён датчик с ситалловым покрытием. К сожалению, при его длительной эксплуатации часто наблюдается появление микротрещин и нарушение герметичности. Главный же недостаток заключается в отсутствии гидрофобных свойств, в связи с чем динамические параметры датчика оказываются весьма низкими.
Наиболее полно удовлетворяют перечисленным требованиям применённые в аппаратуре ГРАНИТ, разработанной под руководством автора, датчики, на поверхность которых электростатическим методом нанесён слой пентапласта. Покрытие обладает высокой прочностью и хорошими гидрофобными свойствами. В аппаратуре ГРАНИТ используется датчик небольших размеров, обеспечивающий, тем не менее, достаточно высокую девиацию ёмкости - не менее 160 пФ.
Под руководством и при непосредственном участии автора разработана аппаратура нового поколения ГРАНИТ на основе следующей концепции:
П аппаратура представлена несколькими модулями;
□ каждый модуль представляет собой самостоятельный многопа-раметровый или однопараметровый прибор, подключенный к транзитной центральной жиле кабеля;
□ нескольких модулей, соединенных в единую сборку, при включении автоматически объединяются в многоканальную информационную сеть;
□ модули могут работать в широком диапазоне питающего напряжения (25... 100 В на нижнем конце кабеля), при давлении до 60 (80) МПа и температуре до 120 (150) °С.
Автор считает, что разбивка на небольшие модули с ограниченным числом преобразуемых параметров позволяет более гибко организовать эксплуатацию скважинной аппаратуры. Принцип комп-лексирования параметров в модулях основан на анализе использования тех или иных наборов параметров при решении различных задач ГИДС. Например, поскольку примерно половина исследований данным комплексом проводится в скважинах, заполненных водой (нагнетательных и др.), то признано целесообразным конструктивное оформление влагомера как отдельного модуля.
Базовый комплект скважинной аппаратуры представлен модулями:
в ТЕРМА (термометр, манометр, активный локатор муфт); в ПРИТОК (термоанемометр, индукционный резистивиметр, трех-канальный индикатор акустических шумов);
• ВЛАГА (конденсаторный влагомер);
® ГАММА (индикатор гамма-излучения);
• РАСХОД (турбинные расходомеры нескольких типов).
Концепция построения и практическая реализация модульной системы предусматривает её дополнение или модификацию на базе унифицированного блока телеметрии.
Обеспечение повышенной надежности скважинной аппаратуры решается не только за счет оптимизации электронной части модулей, но и за счет применения усовершенствования первичных преобразователей (датчиков). Например, датчик термоанемометра эксплуатируется при мощности тепловыделения, в несколько раз меньшей максимально допустимой мощности, а микропроцессор обеспечивает отключение нагревателя при превышении предельных значений напряжения питания и температуры. Уменьшению вероятности отказа модулей способствует контроль за напряжением питания и температурой наиболее горячих точек внутри каждого модуля. Информация об этих параметрах непрерывно передаётся на поверхность.
С точки зрения информативности, помимо большого набора одновременно регистрируемых параметров, аппаратура ГРАНИТ имеет улучшенные метрологические характеристики измерительных и индикаторных каналов по сравнению с распространенными ныне скважинными приборами. Это относится практически ко всем каналам, однако особенно заметно на примере электромагнитного локатора сплошности колонны труб и акустического трехканального индикатора шумов. По новому решена проблема температурной коррекции датчика давления. Информация о температуре датчика передаётся по служебному телеметрическому каналу и используется для автоматической коррекции на программном уровне по специально разработанному алгоритму.
Важным принципом построения модульной системы является унификация основных узлов. Это не только удешевляет производство и облегчает обслуживание и ремонт, но и резко снижает затраты средств и времени на разработку новых модулей или их модификацию.
Разработана унифицированная плата телеметрической системы (ТЛС) на основе риск-процессора, на который возложены функции по преобразованию, обработке и формированию сигналов. Этот же микропроцессор формирует служебные сигналы - напряжение питания на входе модуля и температуры внутри модуля. Для каждого типа модуля в микропроцессор записывается собственная программа, содержащая идентификационный номер модуля. Плата ТЛС обеспечивает совместно с блоком подготовки преобразование сигналов всех типов датчиков в последовательный цифровой код. Разрешающая способность телеметрической системы определяется младшим разрядом шестнадцатиразрядного двоичного слова. В аппаратуре используются три типа первичных преобразователей (датчиков) - рези-стивные (температура, давление), импульсные (радиоактивные излучения), ёмкостные (влагосодержание), индуктивные (локатор муфт, 28
расходомер), напряжения (индикатор шумов, температура корпуса). Блок подготовки обеспечивает преобразование выходных параметров датчиков в напряжение или частоту импульсов. Импульсы поступают для дальнейшего преобразования в микропроцессор. Для преобразования напряжения параметров, требующих высокого разрешения и точности, например, Давления и температуры, плата ТЛС комплектуется 16-разрядным прецизионным АЦП. На микропроцессор возложен целый ряд функций:
• преобразование в цифровую форму индикаторных параметров;
• преобразование в цифровую форму периода следования импульсов;
в корректировка в необходимых случаях параметров в зависимости от температуры корпуса; в предварительная обработка в необходимых случаях параметров по статистическим признаком (усреднение методом скользящего среднего, выделение максимального значения в цикле передачи данных и т.п.);
• формирование сигналов опорных частот для блока подготовки; в формирование приёмопередатчика сигналов цифрового кода;
в анализ сигналов на линии связи и поддержка информационно-сетевого алгоритма работы с другими модулями. Конфигурация платы ТЛС для различных типов модулей может отличаться в зависимости от набора преобразуемых параметров, однако основное отличие состоит в программном обеспечении микропроцессора. Это обеспечивает, с одной стороны, гибкость в отношении разработки новых модулей и модернизации ранее разработанных, с другой - высокую надёжность устройств.
Можно обратить внимание на открытость комплекса скважин-ной аппаратуры по отношению к другим типам приборов. Большинство приборов может быть включено в систему (информационную сеть) установкой платы телеметрии. Длина такой платы не превышает 60 мм для прибора диаметром 36 мм.
Предложенные технические решения предполагается использовать как для расширения комплекса модулей ГРАНИТ, так и для модернизации парка морально устаревшей аппаратуры.
5. Разработка
компьютеризованного наземного регистрирующего комплекса
Основными функциями геофизического регистрирующего комплекса, специализированного для проведения исследований действующих скважин являются:
1) обеспечение возможности управления и контроля режима работы оборудования с помощью монитора оператора центрального компьютера;
2) обслуживание скважинной аппаратуры;
3) обеспечение работы с внешним наземным оборудованием;
4) регистрация и контроль данных с привязкой по глубине и по времени;
5) вывод зарегистрированных данных в графическом виде. Современный компьютизированный комплекс регистрации данных ГИДС должен обеспечивать работу с имеющимся на вооружении парком специализированной (не каротажной) скважинной аппаратуры и различными системами измерения глубины.
Исходя из анализа особенностей питания, телеметрии и систем команд имеющейся на вооружении геофизических предприятий аппаратуры, в диссертации определён комплекс требований к программно-управляемому источнику питания скважинной аппаратуры и к приёмнику сигналов. На основе этих требований рассмотрены различные варианты обобщенной функциональной схемы регистрирующего комплекса. В результате выбрана компоновка регистрирующего комплекса на основе IBM-совместимой процессорной платы, связанной с центральным компьютером через последовательный порт.
На основе комплексного подхода, описанного в предыдущей главе, определены требования к программному обеспечению регистрирующего комплекса в целом и к следующим его подсистемам:
1) справочному руководству для выбора методики решения задачи;
2) подсистеме метрологической поддержки с базой данных по аппаратуре;
3) программным средства контроля работы аппаратуры;
4) подсистеме регистрации;
5) оперативной базе данных;
6) средствам оперативной обработки данных;
7) средствам компьютерной поддержки интерпретации;
8) программным средствам графического вывода твёрдой копии. На основе сформулированных требований под руководством автора разработан программно-управляемый регистрирующий комплекс ОНИКС-5. Комплекс состоит из компьютера типа IBM PC (Note-book, промышленный компьютер), термоплоттера, интерфейсного блока, программного обеспечения управления этим блоком и системы обработки данных. Имеется выносной пульт машиниста для контроля глубины и скорости движения прибора.
Комплекс ОНИКС-5 обеспечивает:
• питание скважинных приборов от встроенного программно-управляемого источника;
• прием информации от скважинных приборов при использовании кодоимпульсной, частотной или времяимпульсной системы модуляции;
в передачу по кабелю командных сигналов для управления сква-жинной аппаратурой;
• прием по шести каналам, оцифровку и регистрацию аналоговых сигналов;
• прием сигналов датчиков глубины и натяжения кабеля; Общее управление комплексом осуществляется ведущей ЭВМ,
связанной с интерфейсным блоком последовательным каналом через серийный порт. Оператору ведущего компьютера предоставлена возможность программно контролировать и устанавливать необходимые параметры питания скважинной аппаратуры, режимы деко-дировки информации скважинных приборов, конфигурацию и тип датчиков глубины и т.д.
В основу разработки построения программного обеспечения регистрирующего комплекса ОНИКС автором положены следующие основные принципы:
1) подсистема регистрации реализована как часть ПО среды ОНИКС;
2) подсистемы регистрации и обработки используют единый графический интерфейс представления кривых.
Это позволило:
• обеспечить оператору развитый и удобный графический контроль измерений;
• облегчить оператору освоение и использование подсистемы обработки для проведения предварительной интерпретации на скважине;
• вести просмотр и обработку ранее зарегистрированных данных параллельно с текущей регистрацией;
в исключить разрыв технологической цепи и уменьшить трудозатраты при передаче зарегистрированных данных для интерпретации.
При разработке подсистемы метрологической поддержки в среде ОНИКС автор сформулировал и применил следующие принципы:
1) индивидуальная градуировка каждого модуля или прибора с сохранением градуировочных параметров в базе данных;
2) простота и автоматизация процесса документирования градуировки;
3) метрологическая обработка параметров в реальном времени. Такой подход позволил:
• повысить точность измерений;
• устранить метрологическую обработку первичных материалов как этап работы интерпретатора.
Необходимость индивидуальной градуировки каждого отдельного модуля или прибора является одним из шагов к достижению современного уровня ГИДС. Для этого в системе ОНИКС предусмотрена аппаратурная база данных с метрологическими описаниями для всех приборов данного предприятия.
При подключении прибора или модуля к станции оператору необходимо лишь сообщить системе его заводской номер, что позволяет программе выбрать метрологическое описание прибора. Далее это описание используется подсистемой регистрации для метрологической обработки параметров в реальном времени. Последнее обстоятельство дает возможность оператору контролировать измеряемые параметры в физических единицах.
Метрологическая обработка параметров на таком раннем, по сравнению с рядом других систем, этапе позволяет определять комбинированные параметры. Например, истинное физическое давление получается из показаний собственно датчика давления, но с учетом температуры этого датчика (аналогично для индикатора вла-госодержания).
Сам процесс документирования градуировки в системе ОНИКС автоматизирован и чрезвычайно прост. При градуировке конкретного параметра от метролога требуется создать для соответствующего датчика необходимые условия и ввести показания эталонного прибора в программу. После ввода каждой эталонной точки программа автоматически пересчитывает метрологические коэффициенты для градуируемого параметра. Число эталонных точек преобразуемого параметра определяется степенью нелинейности датчика.
6. Разработка программного обеспечения компьютерной обработки и интерпретации данных ОНИКС
В соответствии с определёнными выше требованиями программные средства обработки данных ОНИКС-5 ориентированы на оперативную обработку комплексных замеров большого количества параметров (давление, температура, методы приток-состав и др.).
В системе ОНИКС предусмотрена база данных, в которой хранятся список площадей и скважин, данные о конструкции скважин, регистрируемые данные и результаты обработки.
Функционально программа ОНИКС содержит две части. Первая позволяет управлять визуализацией, размещать кривые на экране, формировать отчеты с выводом на графический экран элементов конструкции скважины и заключения, записывать подготовленный отчет на диск и выводить твердую копию высокого качества.
Вторая часть программы ОНИКС предоставляет пользователю широкие возможности по обработке исходных данных. Система обработки имеет три уровня - операторы, микропрограммы и макропрограммы. Для ручной обработки и преобразования кривых или групп кривых служит аппарат микропрограмм. Микропрограмма представляет собой совокупность (последовательность) методов обработки, выбранных из библиотеки. Обработке могут быть подвергнуты все открытые в данный момент кривые или только некоторые из них. Микропрограмма может быть создана оперативно и сохранена для повторного использования.
Система обработки укомплектована разработанными автором программами компьютерной интерпретации для решения ряда задач, в том числе для обработки данных гидродинамических исследований.
Макропрограммы написаны на языке программирования ОНИКС в текстовом формате и реализуют ряд оригинальных алгоритмов обработки и интерпретации. Как правило, выходным продуктом является отчет, содержащий графическую и текстовую часть.
ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОБРАБОТКА
РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ
Определение интервалов притока (ухода) жидкости
:<Ж>:
Обработка кривых термоанемометра
-STREAM:
Обработка расходометрии на протяжке
Выявление зон поглощения воды
TERMIN
Выявление зон
поглощения по термограмме остановленной скважины
:TERMA:
Выявление аномальных зон по термограмме
•DOWN-
Обработка термограмм ниже перфорации
Количественная оценка дебита
STREAM
Обработка расходометрии на протяжке
LEVEL:
Оценка дебита воды и нефти по двум уровням
; PRITOK::::;:
Обработка кривых восстановления уровня
Определение характера флюида
FLUID
Групповая обработка кривых влагомера
PLOTN
Построения кривых
плотности (нефтесодержания) по кривым давления
LEVEL:
Оценка дебита воды и нефти по двум уровням
Выявление заколонного движения флюида
:DOWN:
Обработка термограмм ниже перфорации
•TERMAx:
Выявление аномальньк зон по термофамме
TERMIN:
Выявление зон поглощения потермограмме остановленной скважины
Оценка гидродинамических характеристик коллектора
KVD:
Обработка кривых восстановления давления
: : > :PRITOK x
Обработка кривых восстановления уровня
Сервис
х:: INFORM
Просмотр данных по выполненным обработкам замеров
PLUS
Сшивка по глубине групп кривых из двух замеров
::LIST::
Приведение кривых влагомера к общей шкале
: DOWN
Совмещение термограмм в зумпфе и совместное представление
: KVD
Сшивка нескольких прерванных кривых восстановления давления
Задача уточнения привязки зарегистрированных данных по глубине решается следующим образом. Для взаимной увязки по глубине всех комплексных замеров, сделанных в процессе исследования скважины, используются кривые гамма-фона и JIM. В каждом замере должен регистрироваться по крайней мере один из этих параметров. Затем все кривые JIM привязываются по абсолютной
глубине к опорным кривым локатора или гамма-фона. В результате в каждом замере появляется привязанная по глубине кривая JIM. Все остальные диаграммы комплексного замера привязываются к кривой JIM при первичной обработке замера. Описанный процесс автоматизирован и выполняется программой обработки диаграмм JIM. Эта же программа формирует усредненную кривую, отфильтровывает сигналы муфт колонны и выявляет признаки перфорации.
Первичная обработка производится с целью привязки по глубине всех диаграмм к кривой JIM, снижения уровня помех, построения диаграмм плотности по давлению и градиента температуры, корректировки данных термоиндикатора притоков и измерителя минерализации с учётом температуры. Кроме того, рассчитываются и выводятся кривые аномалий температуры по кривизне и отношение уровня шумов в разных спектральных диапазонах. Программа первичной обработки подготавливает для просмотра и распечатки весь комплекс первичных и расчётных параметров, а также выдаёт информацию об условиях проведения исследования.
Задача выявления заколотого движения флюида ниже перфорации решается с использованием программы обработки данных термометрии в зумпфе. Программа формирует интерпретационное заключение, в котором указываются признаки, на основании которых сделан вывод о наличии заколонного перетока и даётся оценка надёжности вывода в процентах.
Для определения интервалов поглощения воды используется программа анализа термограммы остановленной нагнетательной скважины позволяет. Опыт термометрии нагнетательных скважин показывает, что в пределах принимающих пластов часто отмечается характерная форма аномалии с постоянным градиентом температуры. Такие участки термограммы соответствует интервалам пласта с наибольшей проницаемостью и связаны, по-видимому, с наличием вертикальной конвективной составляющей теплообмена в прискважинной зоне пласта. Программа обработки, наряду с определением интервалов поглощения, отдельно выявляет интервалы с аномально высокой приемистостью.
Выявление притоков по диаграммам термоиндикатора СТИ основано на анализе градиента и на обработке характерных пиковых аномалий. Поскольку для датчика СТИ характерен высокий уровень флюктуаций, алгоритм программы предусматривает совместную обработку нескольких замеров, произведенных в близких условиях. Алгоритм обработки зависит от направления движения при-
бора. В результате обработки дается две оценки работающих интервалов - максимальная и минимальная.
Профиль притока (поглощения) флюида в абсолютных и относительных единицах определяется по данным расходометрии на протяжке. Программа обработки позволяет определить полные градуи-ровочные характеристики прибора в различных зонах ствола скважины, отличающихся режимом потока и составом потока. В результате строятся профили расхода в абсолютных единицах и притока в процентах. Градуировочные характеристики выводятся в аппроксимированном виде для всех выбранных опорных интервалов. Дополнительно для каждого опорного интервала дается таблица с информацией о каждом замере: скорость регистрации, среднее значение показаний прибора, погрешность при аппроксимации и расчетная величина потока.
Оценка характера флюида в стволе скважины решается с использованием двух программ.
Программа обработки данных емкостного влагомера предназначена для выделения интервалов ствола скважины (НКТ), заполненных различными типами флюида. Обработка может производиться для группы замеров, произведенных в различные моменты времени и в различных режимах работы скважины. Перед обработкой все диаграммы приводятся к единой шкале с пределами 0 ...1 00, где ноль соответствует минимальным показаниям датчика (в воздухе), а 100 - показаниям в воде. В графической части выводятся все диаграммы с выделением интервалов, соответствующих заполнению скважины нефтью и нефтью с водой и индикаторная кривая признаков многофазной среды для каждого замера. В текстовой части выводятся условия измерений и таблица выделения интервалов, заполненных водой, нефтью с водой, чистой нефтью.
Программа обработки данных градиента давления предназначена, в первую очередь, для получения кривой распределения плотности по стволу скважины из кривой давления, зарегистрированной в стационарном состоянии скважины. Возможна обработка сразу нескольких замеров. Предусмотрен ввод поправки на наклон скважины. Кроме кривых плотности, по желанию оператора, могут быть рассчитаны кривые нефтесодержания.
Данные о дебите раздельно для воды и нефти могут быть получены на основе обработки данных, полученных в интервале уровня флюида в колонне (или НКТ) в два различных момента времени в режиме накопления жидкости в стволе скважины. Программа обработки данных об изменении уровня позволяет определить положе-
ние уровней и состав жидкости по комплексу параметров. Далее вычисляется накопленный объём жидкости и средний дебит за интервал времени между замерами. По желанию оператора указанные величины вычисляются раздельно для нефти и воды. Программа готовит два отчёта. Графическая часть обоих отчётов содержит кривые плотности, нефтесодержания, влагомера, резистивиметра. Отмечен уровень жидкости. Второй отчёт имеет текстовую часть, в которой приведены данные об условиях измерений и результаты расчётов накопленного объёма и средних дебитов нефти и воды.
Комплекс программ гидродинамических исследований предназначен для обработки кривых изменения давления, зарегистрированных при неподвижном приборе с целью оценки гидродинамических параметров перфорированного пласта. Для обработки может быть введена одна кривая или несколько (до четырёх) кривых, зарегистрированных последовательно в процессе притока с перерывами на проведения каротажных исследований.
7. Результаты промышленного использования аппаратно-методического комплекса ГРАНИТ-ОНИКС
Начало опытно-промышленной эксплуатации разработанных под руководством автора программно-управляемых комплексов на базе компьютера PC IBM с соответствующим программным обеспечением относится к 1991 - 1992 гг. Был разработан комплекс, укомплектованный скважинной аппаратурой ГРАНАТ. Идеология построения этой модульной аппаратуры в функциональном плане аналогична аппаратуре ГРАНИТ, однако аппаратура ГРАНАТ разрабатывалась в условиях отсутствия доступа к современной элементной базе и потому имела ряд эксплуатационных недостатков. Наземный компьютерный комплекс ГРАНАТ в идеологическом и функциональном плане также являлся прототипом современного регистрирующего комплекса ОНИКС-5. Первый комплекс ГРАНАТ был передан в Ухтинскую геофизическую экспедицию. В 1993 -1995 гг. было выпущено 10 комплексов ГРАНАТ, переданных в различные геофизические предприятия.
В 1997 г. начался выпуск комплекса ГРАНИТ-ОНИКС. Производственным предприятиям Западной Сибири передано 37 комплексов. Проведены исследования более 200 скважин.
Основным принципом работ по внедрению разработанного сложного технологического комплекса в производственных условиях является непрерывная обратная связь между разработчиком и предприятиями. Помимо сервисного обслуживания аппаратуры практи-
куется заключение договоров по сервисной поддержке программного обеспечения. Разнообразие получаемых данных при ГИДС настолько велико, что исходные алгоритмы обрабатывающих программ непрерывно претерпевают изменения с целью охвата всё более широкого спектра данных.
Эффективность применения комплекса иллюстрируют приведённые в работе примеры решения задач в добывающих и нагнетательных скважинах. В частности, показано, что при всплывании нефти через застойную воду в наклонной скважине возникает интенсивная круговая циркуляция воды вдоль оси скважины, уверенно фиксируемая расходомером. Механизм возникновения такого рода цир-куляций изучался автором ранее.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Анализ состояния технологии геофизических исследований действующих скважин и решаемых задач с позиций компьютеризации этой технологии, теоретические исследования, разработка лабораторных макетов и экспериментальной скважинной аппаратуры и их испытаний, разработка и сравнительные испытания различных регистрирующих систем, исследования в области создания алгоритмов обработки данных ГИДС позволили автору разработать аппара-турно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин.
Основные результаты диссертационной работы следующие. 1. Разработан комплексный подход к решению задач геофизических исследований действующих скважин:
• определены участники технологического процесса и их функции, привлекаемые ресурсы, проанализировано их взаимодействие на разных этапах решения задач ГИДС;
• определены требования к скважинной аппаратуре, компьютерному регистрирующему комплексу и его программному обеспечению;
• разработаны принципы построения программного обеспечения интерпретации (компьютерной поддержки интерпретации);
• рассмотрены вопросы совместимости отдельных компонентов технологического процесса как основополагающие при комплексном подходе к этому процессу.
Разработанные принципы легли в основу создания аппаратурно-методического комплекса ГРАН ИТ-ОН И КС.
2. Изучены особенности методики проведения исследований и обработки данных ГИДС применительно к компьютерной технологии:
• даны рекомендации по проведению термических, манометрических, потокометрических и других исследований;
• предложен и обоснован "принцип избыточности" при проведении ГИДС;
• разработаны способы обработки данных с значительным уровнем случайной погрешности;
в предложены принципы компьютерной обработки данных при решении основных задач ГИДС.
Результаты исследований в области методики использованы, в частности, при создании пакета программ компьютерной поддержки интерпретации.
3. Разработана модульная программно-управляемая аппаратура нового поколения ГРАНИТ:
в определены и воплощены принципы построения аппаратуры на основе современных процессорных технологий;
• разработан сетевой принцип совместной работы модулей на основе одножильного интерфейса;
• разработаны новые датчики температуры, термоанемометра, индикатора влагосодержания;
• разработана унифицированная плата ТЛС, позволяющая модернизировать старый парк аппаратуры;
• сформулированы и воплощены принципы построения аппаратуры, обеспечивающие оптимизацию метрологического обеспечения.
4. Разработан наземный компьютерный регистрирующий комплекс:
• определены функциональные требования и принципы построения регистрирующего комплекса;
• разработано программное обеспечение контроля, управления и регистрации;
в разработаны и испытаны два варианта регистрирующего комплекса;
• разработана система метрологического обеспечения обработки данных в реальном времени, предусматривающая использование индивидуальных метрологических описаний модулей;
• разработана структура описаний скважинной аппаратуры, позволяющая обслуживать разнообразные типы аппаратуры с использованием унифицированного кабельного интерфейса.
5. Разработана программная среда оперативной обработки данных ОНИКС, имеющая два уровня обработки данных с пакетом программ компьютерной поддержки интерпретации.
6. Обеспечен серийный выпуск аппаратурно-методического комплекса и внедрение его на производстве.
Основное содержание отражено в следующих публикациях.
НАУЧНЫЕ СТАТЬИ
1. Высокочувствительный скважинный термометр для измерения температуры и градиента в действующих нефтяных скважинах. "Нефтепромысловое дело", Экспресс-информация, №4, 1974 (Соавторы: Парфёнов А.И. и др.).
2. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции. "Нефтяное хозяйство", №12, 1974 (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
3. Применение термометрии для исследования действующих скважин. ВНИИОЭНГ, РЖ "Геофизика", реф.9Д 310-74 1974 (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
4. Современное состояние и пути совершенствования геофизических методов контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. РЖ "Геофизика", реф.9д310-74, 1974. (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
5. Опыт применения градиент термометрии в нефтяных скважинах. "Нефтегазовая геология и геофизика", экспресс-информация, №17, 1975 (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
6. Особенности применения термометрии при исследовании низкоде-битных скважин и выявлении интервалов слабых притоков. "Нефтепромысловое дело", №10, 1975 (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
7. К вопросу об изучении теплофизических свойств горных пород в их естественном залегании. Сб. "Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа", Башгосуниверситет, Уфа, 1976.
8. Особенности распределения температуры в действующих нефтяных скважинах. "Нефтяное хозяйство", №12, 1976.
9. Оценка пластовых давлений по замерам температуры в эксплуатирующихся нефтяных скважинах. Сб. "Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа", Башгосуниверситет, Уфа, 1976 (Соавторы: Дворкин И.Л. и Филиппов А.И.).
10. Диодные измерительные мосты. "Измерительная техника", №2, 1977.
11. Современное состояние и пути совершенствования термических исследований нефтяных скважин. В сб. "Автоматизация технологических процессов в нефтяной промышленности". Уфа, Уфимский нефтяной институт, 1980, с.33-40. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.).
12. К разработке методики определения заколонной циркуляции жидкости в зумпфе действующей скважины. ВИНИТИ "Депонированные рукописи" №11(133). М., 1982.
13. Комплексирование испытаний скважин инструментом на трубах с геофизическими исследованиями. В сб. "Совершенствование методов, аппаратуры и технологии геофизических исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин". М.,Недра, 1987, с. 49-52.
14. К статье Я.Н. Басина "Современное состояние и перспективы развития геофизических методов контроля испытаний нефтегазоразведочных скважин". Тверь, Научно-технический вестник Каротажник №11, 1995.
15. Регистрирующий и обрабатывающий комплекс "ГРАНАТ-ОНИКС". Тверь, Научно-технический вестник Каротажник №9, 1995.
16. Тенденции развития аппаратурно-методического обеспечения ГИЭС. Тверь, Научно-технический вестник Каротажник №10, 1995. (Соавтор Кор-шиков С.Н.).
17. Возможности использования термометрии для контроля за вскрытием пластов. ЭИ Сер. техника и технология бурения скважин. М. ВНИИ-ОЭНГ- 1988. - вып. 10 - с.20-24.
18. Новое поколение скважинной аппаратуры для исследования действующих скважин "Гранит". Тверь, Научно-технический вестник Каротажник №22, 1996. (Соавтор Казак В.Г.).
19. Комплексный подход к решению вопросов повышения качества геофизических исследований эксплуатационных скважин. Тезисы научно-практического семинара "Проблемы качества ГИС", Тверь, АО НПЦ "Тверьгео-физика". Тверь, Научно-техн. вестник Каротажник №33, 1997.
20. Программные средства обработки данных исследований действующих скважин "ОНИКС". Тверь, Научно-технический вестник Каротажник №31, 1997. (Соавтор Коршиков С.Н.).
21. Регистрирующий и обрабатывающий комплекс для исследований действующих скважин "ОНИКС". Тверь, Научно-технический вестник Каротажник № 31, 1997. (Соавтор Коршиков С.Н.).
22. Цифровая скважинная аппаратура для геофизических исследований скважин "ГРАНИТ". Тверь, Каротажник № 31, 1997.
23. Технологический комплекс для геофизических исследований обсаженных скважин. Тверь, Каротажник № 43, 1998.
ИЗОБРЕТЕНИЯ
24. A.c. 470764 СССР. Способ измерения сопротивления датчика. Опубл. 15.5.75. Бюл. № 18.
25. A.c. 565222 СССР. Измеритель температуры. (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.). Опубл. 15.7.77 Бюл. № 26.
26. A.c. 817232 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в действующей скважине. (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.). Опубл. 30.03.81. Бюл. № 12.
27. A.c. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 30.04.82. Бюл. №16.
28. A.c. 933064 СССР. Способ определения характера движения жидкости за обсадной колонной. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 07.06.82. Бюл. №21.
29. A.c. 944073 СССР. Устройство для усиления электрических напряжений. (Соавтор Хизбуллин Ф.Ф.). Опубл. 15.07.82. Бюл. №26.
30. A.c. 953196 СССР. Способ исследования нефтяных скважин. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 23.08.82. Бюл. №31.
31. A.c. 1160013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 07.06.85. Бюл. №21.
32. A.c. 1192112 СССР. Устройство для усиления электрических напряжений. (Соавтор Пацков JI.JI.). Опубл. 15.11.85. Бюл. №42.
33. A.c. 1281665 СССР. Устройство для испытания скважин. (Соавтор Пустое В.В.). Опубл. 07.01.87. Бюл. №1.
34. A.c. 1314035 СССР. Способ испытания скважин. (Соавтор Пустов В.В.). Опубл. 30.05.87. Бюл. №20.
35. A.c. 3917878 СССР. Способ исследования скважин. Опубл. 07.03.87. Бюл. №9.
36. A.c. 933064 СССР. Способ определения наличия цемента за обсадной колонной буровой скважины. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 05.07.87. Бюл. №26.
37. A.c. 933064 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта. (Соавторы: Валиуллин P.A. и др.). Опубл. 05.07.87. Бюл. №26.
МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ
1. Термометрия действующих скважин. Пособие по интерпретации. ВНИИОЭНГ, РФ "Горное дело", 1976, №10. Реф. 12Г 447-76 (Соавторы: Дворкин И.Л. и др.).
2. Применение термометрии для определения движения жидкости за обсадной колонной нефтяной скважины. Руководство по методике исследований и интерпретации. Уфа, Баш. ГУ, 1982. (Совместно с Валиулли-ным P.A.).
3. Геофизическое сопровождение испытаний скважин в колонне комплексом приборов "Напор" - К2-321. Методические рекомендации. Тверь, 1989.
4. Методические рекомендации по применению программно-управляемого комплекса ГРАНАТ. Тверь, 1993.
5. Введение в систему обработки ОНИКС-5. Тверь, 1997.
6. Регистрирующий комплекс ОНИКС-5. Руководство оператора. Тверь, 1997.
7. Программы обработки данных системы ОНИКС. Тверь, 1997.
-
Буевич, Александр Степанович
-
доктора технических наук
-
Тверь, 1998
-
ВАК 04.00.12
- Разработка технических средств и технологий свабирования скважин с геофизическим информационным сопровождением
- Разработка технологии геофизических исследований технического состояния скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа Оренбуржья
- Разработка программно-алгоритмического обеспечения аппаратурно-методического комплекса геофизических исследований действующих скважин "ГРАНИТ-ОНИКС"
- Научно-методические основы разработки и применения многоцелевых комплексных технологий контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин
- Исследование и разработка технологических комплексов ГИС-контроль действующих газовых скважин
