Импульсный нейтронный каротаж

Импульсный нейтронный каротаж (ИНК) в интегральной модификации основан на облучении скважины и породы быстрыми нейтронами от импульсного источника и измерении распределения во времени интегральной плотности тепловых нейтронов или гамма-квантов, образующихся в результате ядерных реакций рассеяния и захвата нейтронов. В зависимости от регистрируемого излучения различают: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ИННК) и импульсный нейтронный гамма-каротаж (ИНГК). Для обоих видов каротажа измеряемыми величинами являются скорости счета во временных окнах, основными расчетными – макросечение åа захвата тепловых нейтронов в единицах захвата (е.з.), равных 10^-3 см^-1, и водонасыщенная пористость пород, в процентах.

Импульсный нейтронный каротаж применяют в обсаженных скважинах для литологического расчленения разрезов и выделения коллекторов, выявления водо- и нефтегазонасыщенных пластов, определения положений водонефтяного контакта на месторождениях нефти с минерализованными (более 20 г/л) пластовыми водами, определения газожидкостных контактов, оценки пористости пород, количественной оценки начальной, текущей и остаточной нефтенасыщенности, контролем за процессом испытания и освоения скважин.

Наиболее эффективный способ применения ИНК – выполнение повторных измерений во времени в процессе изменения насыщенности коллекторов. Такие изменения могут быть вызваны естественным расформированием зоны проникновения, обводнением пластов в ходе их выработки, целенаправленными технологическими операциями, включающими в себя закачку в породы растворов веществ с аномальными нейтронопоглощающими свойствами.

Измерительный зонд ИНК содержит излучатель быстрых (14 МэВ) нейтронов, один или два детектора тепловых нейтронов или гамма-излучения. Точка записи – середина расстояния между излучателем и детектором, для двухзондовых приборов – середина расстояния между детекторами.

Модуль ИНК обычно комплексируют с модулями ГК и ЛМ.

Применяемая аппаратура и оборудование

В целях промысловых геофизических исследований и работ в скважинах на предприятии «Тюменьпромгеофизика» используются следующие скважинные приборы:

ПЛТ 9

Аппаратурный комплекс PLT9 предназначен для проведения термогидродинамических исследований в действующих скважинах в процессе контроля за разработкой нефтегазовых месторождений.

Комплекс PLT9 обеспечивает проведение исследований в скважинах при температуре окружающей среды до 125°С и гидростатическом давлении до 60 МПа с компьютеризованной каротажной станцией «МЕГА» и одножильным грузонесущем геофизическим кабелем до 6000 м.

Способ передачи информации – двунаправленная фазоимпульсная модуляция на скорости до 40 кБод. Протокол обмена прибора с наземным оборудованием предусматривает контроль ошибок и обеспечивает надежную передачу информации. Все регулировки в приборе осуществляются программно с использованием энергонезависимой памяти. Это позволяет проводить настройку и калибровку без разбора прибора с широкими возможностями автоматизации.  

Прибор PLT9, предназначен для проведения полного комплекса исследований по контролю за разработкой и включает в себя:

- датчик термометра - чувствительный термометрический элемент (терморезистор);

- датчик давления – мостовой тензопреобразователь Д100-2;

- датчик термокондуктивного расходомера - чувствительный термометрический элемент с нагревателем работает по принципу термоанемометра. В нём установлен термочувствительный элемент (терморезистор) и резистор нагревателя. Сопротивление терморезистора в однородной среде обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях оценивать скорость потока и строить профиль притока или поглощения флюида;

- локатор муфт, состоящий из двух постоянных магнитов и катушки, расположенной между ними, собранный на каркасе из немагнитного материала. Информационным параметром при осевой магнитной неоднородности колонны труб выступает наведённая ЭДС самоиндукции в катушке датчика ЛМ;

- датчик уровня естественного гамма-излучения - сцинтилляционный кристаллический детектор NaJ(Tl) СДН17 размером 18х160 с фотоэлектронным умножителем ФЭУ-102. Принцип работы электронной части прибора совместно с датчиком ГК основан на преобразовании квантов гамма-излучения в электрические импульсы с помощью сцинтилляционного детектора и далее преобразовании средней частоты этих импульсов в код.

- датчик влагомера -электроизолированный от корпуса и от скважинного флюида стержень, предназначен для измерения емкости диэлектрическим методом;

- электромагнитный датчик резистивиметра предназначен для бесконтактного измерения удельной электрической проводимости водонефтяной эмульсии, воды и промывочной жидкости различной минерализации в колонне и насосно-компрессорных трубах эксплуатационных и нагнетательных скважин. В датчике используется трансформаторный метод измерения электропроводности жидкости.

- датчик уровня акустических шумов (в проекте);

Конструкция прибора предусматривает подключение к себе одного из дополнительных модулей, позволяющих измерять:

- расход жидкости (механический беспакерный расходомер) - состоит из корпуса с крыльчаткой, нижней штанги с грузом, фонаря (центратора), преобразователя с мостом (или приборной головкой). В преобразователе установлена электронная часть блока.

Крыльчатка установлена в корпусе на керновых опорах, состоящих из корундового конического подпятника типа ПКК2,5хх0,15 и керна с радиусом сферы 0,05мм. В верхней части корпуса установлены два магниточувствительных датчика, выводы которых соединены с платой, установленной в головке. В утолщенной части оси крыльчатки установлены два миниатюрных постоянных магнита. При вращении крыльчатки поля магнитов воздействуют на датчики, сигналы с которых поступают в электронной часть, установленную в преобразователе.

Принцип работы расходомера основан на определении скорости потока жидкости в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Измерение производится при спуске или подъеме в исследуемых интервалах, а также поточечно. Величина расхода флюида в данном сечении скважины (колонна диаметром 5 дюймов) определяется по зависимости частоты вращения аксиальной крыльчатки от расхода соосного с ней потока жидкости.

- плотность флюида (гамма-гамма плотномер ГГП-36) состоит из зондовой части, в которую входит детектор гамма-излучения NaI(Tl) с источником ²⁴¹Am. Гамма-излучение, создаваемое источником g излучения с изотопом ²⁴¹Am, формируется в узкий пучок и направляется через жидкостную среду (промывочная жидкость протекает между источником и детектором излучения) на чувствительный элемент детектора NaJ(Tl) СДН 10´10 датчика ГК. При неизменности прочих влияющих факторов, число гамма-квантов, пришедших в кристалл NaJ(Tl) зависит экспоненциально от плотности контролируемой среды, причем, при увеличении плотности жидкости число гамма-квантов уменьшается.

Гамма-кванты вызывают в кристалле вспышки света, которые преобразуются фотоэлектронным умножителем (ФЭУ-102) в электрические импульсы, средняя частота следования которых преобразуется в код в электронной части модуля.

Данная технология предназначена для определения плотности жидкости в трубном пространстве эксплуатационных скважин. Регистрация данных производится со скоростью 400 м/ч.

- уровень жидкости в межтрубном пространстве (гамма-гамма плотномер П2) - состоит из зондовой части, в которую входит детектор гамма-излучения NaI(Tl) с источником ¹³⁷Cs.

Технология определения контакта «газ-жидкость» в межтрубном пространстве эксплуатационных скважин основана на измерении плотности флюида методом плотностного гамма- гамма каротажа. При облучении среды жесткими гамма -квантами рассеянное гамма-излучение зависит главным образом от объемной плотности среды и практически не зависит от эффективного атомного номера. Измерение плотности окружающей среды позволяет уверенно определять положение контакта «газ-жидкость» в межтрубном пространстве.

Принцип работы электронной части модуля совместно с датчиком ГК основан на преобразовании квантов гамма-излучения в электрические импульсы с помощью сцинтилляционного детектора и далее преобразовании средней частоты этих импульсов в код.

Данная технология предназначена для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве эксплуатационных скважин, оборудованных погружными насосами типа ЭЦН. Технология проведения работ на скважине предусматривает использование лубрикатора, что позволяет проводить измерения без остановки работы скважины. Регистрация данных производится в НКТ со скоростью 400 м/ч.

Интерфейс приборов может работать как в режиме двухстороннего обмена, так и в режиме односторонней передачи данных с прибора на станцию (режим эмуляции телеметрии АККИС). Для использования при работе на скважине режима двухстороннего обмена необходимо применение поставляемого в комплекте интерфейсного блока или каротажной станции, способной формировать программные запросы скважинному прибору. Режим двухстороннего обмена позволяет менять режим работы прибора на скважине (скорость передачи данных по каналам, коэффициент усиления локатора муфт, время накопления для канала гамма-каротажа и т.д.)

Список регистрируемых параметров и краткая характеристика измерительных каналов приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Дата добавления: 2015-11-30