СКАЧАТЬ:  kursovaya-vnk.zip [446,11 Kb] (cкачиваний: 68)

Контроль за перемещением водонефтяного контакта и контуров нефтеносности

Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:

а)  по  кривым  электрического  каротажа   (БКЗ,  БК,   ИК,  ди­электрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и   дополнительных   скважинах,   пробуренных   из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;

б)   по результатам  периодических  исследований  неперфорированных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;

в)   по материалам промысловых исследований и гидродинами­ческих расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатаци­онных скважин, по сопоставлению их профилей притока во вре­мени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт изобар.

Определение текущего положения ВНК в открытом стволе (или  скважинах,   обсаженных  неметаллической  колонной)   мето­дами электрического каротажа проводится так же, как и определе­ние первоначального ВНК. Методика интерпретации данных элек­трического  каротажа  принципиально  не отличается от обычной, изложенной в соответствующих инструкциях и руководствах.

Основными методами контроля, за положением ВНК в обса­женных скважинах являются методы нейтронного каротажа.

Возможности нейтронного каротажа по разделению нефте­носной   и   обводненной   частей   пласта   определяются   объемным содержанием хлора  в обводненной части пласта (т. е. минерализа­цией воды и пористостью пласта), а также минерализацией свя­занной воды в нефтеносной части пласта. Наиболее благоприят­ными для  применения  нейтронного  каротажа  являются условия, при которых минерализация воды, вытесняющей нефть, и порис­тость пласта высокие, а минерализация связанной и обводняющей пласт воды одинаковы.

Предельная минерализация вод, обводняющих пласт, ниже которой применение нейтронного каротажа для разделения нефтеносных и обводненных частей пла­ста практически невозможно, соответствует  эквивалентному  со­держанию NaCl в единице объема породы, равному 0,3%   (или со­держанию в воде приблизительно 15 г/л NaCl при пористости пла­ста 20%).

Контроль за положением ВНК в условиях низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод

В условиях низкой  минерализации пластовых вод, т. е. при эквивалентном содержании NaCl 0,3—2% объема породы  (содер­жание NaCl в воде 15—100 г/л при k_п 20%), контроль за положе­нием ВНК возможен по результатам высокоточных определений декремента затухания плотности нейтронов λ по ИННК. В таких условиях минимальное различие в величинах  λ  для полностью нефтеносного и водоносного пластов при их неизменных свойствах по пористости и литологии составляет 8—10%. Точность определе­ния  λ с современной аппаратурой — 2%. Влияние вариаций свойств пластов (их литологии, в первую очередь глинистости и пористости) на величину λ превышает влияние изменения харак­тера насыщения пласта. Поэтому для оценки характера насыще­ния пласта по однократным исследования ИННК необходимо рас­полагать методикой определения глинистости и пористости (напри­мер, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи. Влияние измене­ния пористости породы на изменения λ пласта сравнительно мало и оценивается по формуле

где Δλ_kп — изменение λ при изменении пористости на 1%;

       λ_ск, λ_фл — декремент затухания плотности нейтронов скелета и флюида       коллектора соответственно;

Основным фактором, влияющим на изменение λ, помимо насы­щения, является изменение содержания глины, а в терригенном разрезе — и калиевых полевых шпатов. Эти компоненты породы определяют ее гамма-активность. Поэтому часто наблюдается тес­ная   корреляционная   связь   между   параметрами     ГК-ΔΙ_ГК=Ι-Ι₀/Ι_ГЛ-Ι₀  (где Ι, Ι_гл, Ι₀ — показания ГК против исследуемого интервала, неразмытых глин и неглинистого пласта-коллектора соответственно) и λ_N' (величиной λ; нормализованной по пористо­сти). Значение λ_N' определяется по формуле

где k_п и k_п.м  — пористость изучаемого пласта и ее наиболее ве­роятная (модальная) величина для коллекторов исследуемой за­лежи.

Если коэффициент корреляции между ΔΙ_ГК и λ_N' для пластов с неизменным насыщением (водоносных или неразрабатываемых нефтеносных) превышает 0,8 (рис. 52), нормализация λ на изме­нение содержания глин и полевых шпатов на основании корреля­ционной зависимости λ_N' = f(ΔI_ГК) возможна. Нормированная по пористости и глинистости величина λ_N находится по формуле

где  λ_гл — декремент затухания плотности нейтронов, полученный путем экстраполяции зависимости λ_N' = f(ΔI_ГК) до ΔI_ГК = 100% (λ_гл может совпадать с измеренными λ против неразмытых ар­гиллитов.)

Величина λ_N — параметр ИННК, зависящий только от фактора λ_фл   (см.  рис.  1).  Влияние всех других  факторов     сведено до

Рис  1  Примеры корреляционных зависимостей параметра λ_N'  и ΔI_ГК

Месторождения а — Усть Балыкское, б — Мегионское; пласты 1 — водоносные, 2 — неразра­батываемые нефтеносные, К — коэффициент корреляции

уровня случайной ошибки —  рандоминизировано. Доказательством того, что указанная цель достижима, является нормальный закон распределения λ_N для пластов с однородным насыщением (когда λ_фл — постоянно)- водоносных и неразрабатываемых нефтенос­ных.

Интерпретация данных ИННК для определения характера насыщения изучаемого пласта базируется на использовании опор­ного пласта. При однократных исследованиях к опорному пласту предъявляются следующие требования:  его характер  насыщения должен  быть  известным  и  неизменным,  литология должна  быть аналогична литологии изучаемой залежи, а величина его λ_{ск оп}  по­стоянна и близка к λ_ск  изучаемого пласта (λ_скx) или отличаться от него на известную величину.

Для опорного пласта из m определений λ_N вычисляют сред­нее значение λ_{N оп} и величину его среднеквадратичного отклоне­ния σ₀

Величина σ₀ не должна превышать Δλ_N— удвоенную погреш­ность определения параметра λ_N.

В противном случае необходимо проверять правильность внесения поправок за вариации свойств пласта. Если учет влияния неодно­родности пласта выполнен правильно, невыполнение условия (XI.6) свидетельствует о непостоянстве λ_{ск оп} величины λ для ске­лета опорного пласта. В этом случае определение положения ВНК по однократному исследованию невозможно и, следовательно, не­обходимо проведение повторных замеров ИННК.

Для изучаемого пласта вычисляется среднее значение де­кремента λ_Nг и величина его среднеквадратичного отклонения от среднего σ_г. В качестве дополнительной характеристики пласта по характеру насыщения используется расхождение между величи­нами σ_x и σ₀:

Достоверность расхождения оценивается величиной t_σ  (крите­рием значимости расхождения):

где

Если расхождение Δ>0, a t_σ>1.8, то с вероятностью больше 80% имеет место интенсивная выработка пласта и его обводнение возможно

Следует отметить, что σ_x достигает максимума на начальном этапе обводнения, когда в пласте имеется весь диапазон измене­ния нефтенасыщенности. На позднем этапе обводнения σ_x стре­мится к σ₀

Для установления факта обводнения исследуемого пласта анализируется распределение величины λ_N(τ_N). Распределение строится для пластов глин, опорного и изучаемого (исключаются значения λ_N для плотных пластов и граничных зон, у кровли или подошвы пропластка) в следующих координатах:

абсцисса — зна­чения λ_N  (шаг квантования принимается равным σ₀); ордината —частость  встреч  значений:

где m_г—  число точек в диапазоне  (λ_г-σ₀/2) ÷ ( λ_г+σ₀/2)  при равномерном размещении их по мощности пласта.

Форма полученного распределения характеризует состояние выработки пласта в целом. Анализ формы распределения выпол­няется путем сравнения ее с формой распределения в опорных пластах— водоносном  и  нефтеносном.  При  отсутствии  заведомо нефтеносного пласта значение λ_нп.оп для этого пласта находится расчетным путем по известной для данного месторождения раз­ности Δλ_н = λ_вп.оп — λ_нп.оп (где λ_вп.оп — модальное значение λ для водоносного пласта). При этом вносится дополнительная погреш­ность за счет дисперсии величины Δλ_н .

Возможны четыре формы распределения:

а) Кривая распределения для изучаемого пласта повторяет кривую распределения  для  опорного нефтенасыщенного пласта, а модальные значения отличаются не более чем   на

где m — число измерений в изучаемом пласте. Такая форма распре­деления характеризует неработающий нефтенасыщенный пласт. Если tσ<0,25, то достоверность заключения, что ВНК в пласте от­сутствует, более 0,8.

б) Если распределение λ_N для изучаемого пласта близко к нор­мальному и его максимум отличается от максимума распределе­ния λ_{N оп}  для   опорного   водоносного   пласта   не   более,   чем   на

то пласт полностью обводнен и ВНК находится выше кровли пласта.

в)   Распределение имеет бимодальный характер, первый макси­мум близок к λ_{вп оп}, а второй — λ_{нп оп}. В этом случае обводнена часть пласта и нет существенной переходной зоны. Для определе­ния обводненной и

необводненной частей пласта значения λ_N или τ_N выносятся на сводную диаграмму в соответствии с глубинами точек измерения. Определение положения ВНК зависит от формы распределения; если эти два распределения не пересекаются, то все интервалы пласта  с λ_N, относящиеся  к первому распределе­нию, с максимумом, близким к λ_{вп оп} —обводнены. Остальные ин­тервалы нефтенасыщены и ВНК проводится между нижней точкой, принадлежащей  нефтеносному интервалу,  и верхней — принадле­жащей водоносному интервалу. Если распределения пересекаются, необходимо предварительно найти критическую величину λ_кр(τ_кр). Для этого раздельно строится интегральное распределение (кумулята) двух указанных  распределений.  Абсцисса  точки  пересече­ния нормированных кумулят соответствует λ_кр(τ_кр).

Положение ВНК на сводной диаграмме определяется по λ_N =λ_кр . Если таких точек несколько, то за положение ВНК прини­мается верхняя точка с λ_N=λ_кр при условии, что следующая ниже точка имеет значение λ_N > λ_{нп оп}+2σ₀. В противном случае ана­лизируется также следующая лежащая ниже точка.

г)   На распределении нет четко выраженных максимумов, что указывает на  большую переходную зону.  На сводной диаграмме выделяется  заведомо    водоносная зона  с λ_N от λ_вп.оп — 2σ₀ до λ_вп.оп+2σ₀.  Первая точка, расположенная выше этого  интервала и характеризуемая λ_N < λ_вп.оп — 2σ₀, принимается   за   положение нижней границы ВНК. Положение ВНК в этом случае будет соответствовать его  нижней возможной границе с вероятностью  95%. Верхняя возможная граница ВНК может быть оценена по величине λ_N < λ_вп.оп-(λ_вп.оп/2)-2σ₀.   Однако   такая   оценка   возможна лишь при Δλ_н>4σ₀. Характер насыщения интервалов в переходной зоне с промежуточными значениями λ_N (между нижней и верхней границами ВНК) остается не ясным. Для его уточнения необхо­димо проведение повторного измерения не менее чем через 2 мес.

Интерпретация двух и более повторных измерений ИННК начинается с сопоставления кривых распределения параметра λ_N предыдущего (λ_N1) и

последующего (λ_N2) замеров. Перед построе­нием  распределения  его величины λ_N2   последующего  измерения приводятся к предыдущему измерению. Для этого строится кор­реляционный график между λ_N1 и λ_N2 по опорным пластам λ_{N1 оп} и λ_{N2 оп} (по глинам, водоносным и неработающим нефтеносным пластам). Пользуясь этим графиком, все значения λ_N2 последую­щего измерения приводятся к предыдущему.

На основании сопоставления распределений λ_N1 и приведен­ных λ_N2 делается вывод о том, происходит ли изменение насыще­ния по пласту в целом за время между двумя замерами. Для оценки достоверности этого вывода вычисляется систематическое расхождение между средними значениями предыдущих и после­дующих измерений для опорных D_оп и изучаемых пластов D_x:

Достоверность    систематических расхождений  между повтор­ными измерениями

где

Возможны следующие случаи:

а)   D_х/σ(D_оп) < 0,25  делается  вывод,  что  насыщение  изучае­мого пласта за время между измерениями не изменилось;

б) D_х/σ(D_оп)>1,3 делается вывод, что с вероятностью более 80% насыщение изучаемого пласта изменяется;

в)   0,25 <  D_х/σ(D_оп)  < 1,3     интерпретация  неопределенна,  необходимо повторить измерения не менее чем через 2 мес.

Характер насыщения отдельных участков пласта определяется путем сопоставления значений λ_N1,   и λ_N2 на основании следующих критериев:

a) λ_N1 — λ_N2 >3|σ₀|  или соседние три точки имеют расхожде­ние  λ_N1 — λ_N2 >2|σ₀| — в интервале в точках измерения нефтенасыщенность изменилась за период между замерами с вероятностью более 95%;

Рис.2   Определение положения ВНК по данным ИННК при низкой ми­нерализации пластовых вод.

Скв. 729,    Мегионское    месторождение,    1 — значение   τ_нп   для   нефтеносного   пласта, 2 — значение τ_вп для водоносного пласта

б) λ_N1= λ_N2 (различие не превышает σ₀)—пропласток нефтенасыщен; если абсолютная величина λ_N близка к λ_нп.оп, то про­пласток обводнен при первом замере, если λ_N1 соответствует λ_вп.оп.

в)  λ_N1 — λ_N2 >3|σ₀|   или в трех соседних точках λ_N1 — λ_N2 >2|σ₀| (этот случай возможен при закачке пресных вод)— интер­вал пласта обводнен при первом замере и идет опреснение пласто­вой воды между первым и вторым замерами  (см. пп. 14—18).

На  рис.  2 приведен  пример  определения  ВНК по величине τ_N = 1/λ_N в условиях низкой минерализации пластовых вод.

Условия высокой минерализации пластовых вод

Определение положения ВНК в случае 1а , когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии, воз­можно методами ИНК, НГК и НК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах НК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний (рис. 3).

В условиях высоких минерализации и неоднородного раз­реза (см. табл. 14, случай 16) для определения положения ВНК также необходима количественная интерпретация по схеме, сход­ной с изложенной в пп. 1—10. Отличие состоит в том, что вначале

Рис. 3. Определение положения ВНК в нижнем и верхнем неперфорированных пластах по данным ИННК в условиях высоких минерализации пла­стовых вод и однородного пласта.

1 — нефть; 2 — вода

производится нормализация параметра λ_x по глинистости. Норма­лизованный по глинистости параметр

где С_гл и С_{гл оп} — глинистость соответственно в изучаемом и опор­ном пласте (малоглинистом).

Строится корреляционный график зависимости λ_N^* от k_н для заведомо водоносных и нефтеносных интервалов. Точки на гра­фике образуют локализованные группы водоносных и нефтенос­ных пластов. О характере насыщения интервалов в исследуемой части разреза судят по положению точек на корреляционном гра­фике относительно этих двух групп. Интерпретация производится как по результатам точечных, так и непрерывных измерений.

В условиях неоднородного разреза с промежуточными зна­чениями нефтенасыщенности определение положения ВНК затруд­няется, поскольку становится неопределенным, каким величинам λ_N соответствует критическое

значение коэффициента нефтенасы­щенности k_{н кр}, выше которого фазовая проницаемость для воды близка к нулю. Для установления положения ВНК в этом случае необходимо знать величину k_{н кр} и уметь определять коэффици­енты нефтенасыщенности в интервале предполагаемого водонефтяного контакта. Критическая нефтенасыщенность обычно известна по результатам исследования бурящиеся скважин.

Рис. 4. Выделение пластов, обводняющихся опресненными закачиваемыми во­дами, по результатам повторных измерений ИННК в неперфорированном пласте.

1 — нефть; 2 — пресная вода, 3 — минерализованная  вода

Условия обводнения пласта опресненными водами

В условиях обводнения нефтяного пласта опресненными во­дами величина λ_N может принимать одинаковые значения как для нефтеносной, так и для обводненной частей пласта. Эта неодно­значность интерпретации и служит препятствием для использова­ния  вышеописанных  методик,  с  целью  установления  положения ВНК.

Опреснение вод, обводняющих нефтяной пласт, происходит, как правило, на поздних стадиях обводнения, тогда как на фронте вытеснения закачиваемая вода обычно осолонена и имеет мине­рализацию, близкую к минерализации связанной воды. Поэтому программа исследования скважин в таких условиях должна обя­зательно предусматривать многократные работы и, прежде всего, в начальной стадии обводнения. Своевременно выполненные иссле­дования позволяют контролировать процесс последовательного вы­теснения нефти осолоненной водой, а затем вытеснение осолоненной воды пресной. При этом обводняющаяся часть пласта по па­раметру λ(τ) сначала характеризуется как нефтеносная, затем как водоносная, а потом опять как нефтеносная (рис. 4).

Задача  определения  положения  ВНК осложняется,  когда момент  происхождения  осолоненного   фронта   закачиваемых  вод упущен. В этом случае для решения задачи необходимо привле­кать дополнительные методы исследования и признаки обводнения. В качестве дополнительных следует использовать метод ГК с це­лью выявления радиогеохимической аномалии, обычно сопровож­дающей обводнение (рис  5), и метод термометрии, позволяющий обнаружить охлаждение пласта закачиваемыми водами.

Степень опреснения воды в обводненном пласте и степень его охлаждения должны находиться в прямой зависимости друг, от друга, поскольку эти процессы контролируются объемом воды, прошедшей через пласт. Метод термометрии позволяет выявлять обводняющийся пласт, однако ус­тановить положение ВНК в нем можно весьма приближенно, так как из-за вертикального переноса тепла по мощности пласта и вдоль колонны процесс охлажде­ния может распространяться на необводненную часть пласта, а граница охлаждения будет пере­мещаться во времени вверх и при неподвижном ВНК.

Рис. 5. Выделение обводняющихся пла­стов по радиогеохимическим аномалиям, выявленным по результатам повторных ГК. в неперфорированных пластах.

1 — нефть, 2 — вода ГK₁ — пунктирная, ГК₂ — сплошная  линия

Косвенным признаком об­воднения       неперфорированного пласта является осолонение цемента и ухудшение его сцепления с колонной. Осолонение цемента может быть обнаружено с по­мощью метода НК-Т по понижению его показаний, ухудшение сцепления цемента с колонной — с помощью акустического цементомера, а в случае его разрушения — также и с помощью гамма-дефектомера.

В обводняющихся мощных однородных пластах разные уча­стки имеют разную степень опреснения. Наибольшее опреснение наблюдается в нижней части пласта, тогда как под ВНК между промытой и нефтенасыщенной частью находится зона с относи­тельно повышенной минерализацией, у которой степень опреснения меньше.

В неоднородных пластах, не имеющих непроницаемых экранов, этот эффект увеличения минерализации под водонефтяным кон­тактом может быть обнаружен по данным ИНК при использова­нии величин λ, нормализованных по пористости и глинистости

В более сложных случаях, когда имеют место промежуточные нефтенасыщенности, необходимо использовать повторные измере­ния спустя продолжительное время после первого измерения (по­рядка 2—3 мес). За этот срок в пласте, если он обводняется, должны произойти какие-либо изменения свойств насыщающей его жидкости и, в частности, процесс опреснения должен продол­жаться до тех пор, пока минерализация, воды в пласте не станет такой же, как минерализация закачиваемой воды  (т. е. вода ста­нет пресной).

Случай неоднозначной интерпретации возможен в пласте, разделенном непроницаемой перемычкой, или при ухудшении про­ницаемости. В верхней части такого пласта выше перемычки нефть может долго не вырабатываться, а нижняя его часть под перемычкой может полностью обводниться пресной водой. В этом случае зона с повышенной минерализацией между нефтеносной

и обводненной частями пласта может отсутствовать. Если факт об­воднения пресными водами для такого пласта будет установлен по понижению температуры, может оказаться невозможным обна­ружить присутствие невыработанной нефтенасыщенной мощности в прикровельной части пласта, так как температурные аномалии не имеют четких границ. Поскольку неполная выработка прикро­вельной части пласта — явление очень частое, вывод о полном об­воднении пласта пресными водами только по данным ИНК и тер­мометрии делать нельзя без повторных исследований или приме­нения новых методов, различающих пресную воду и нефть.

Аппаратурно-программный комплекс импульсного

нейтронного гамма каротажа АИНК36-3Ц

Назначение АИНК36-3Ц

Аппаратно-програмный комплекс АИНК36-3Ц производства            ОА «Татнефтегеофизика» (г. Бугульма) предназначен для:

• генерирования нейтронов в импульсном режиме;
• регистрации измерения интенсивности гамма-излучения радиа-ционного захвата на трёх зондах (ИНГК);
• активации ядер кислорода, входящих в состав окружающей глубинный прибор среды;
• регистрации измерения интенсивности гамма-излучения наведённой активности кислорода на трёх зондах (КНАМ);
• регистрации изменения интенсивности естественного гамма-излучения (ГК).

АИНК36-3Ц применяется для промыслово-геофизического исследо-вания в бурящихся, контрольных, нагнетательных, остановленных и добывающих скважинах.

При исследовании решаются следующие задачи:

1. оценка характера насыщенности коллекторов;
2. литологическое расчленение разрезов скважин;
3. оценка коллекторных свойств горных пород;
4.  определение интервалов поглощения воды и притока флюидов в скважине;
   1. привязка к разрезу скважины;
   2.  качественная и количественная оценка скорости потока флюида по стволу скважины;
   3.  определение источников и причин обводнения скважины.

Технические характеристики АИНК36-3Ц

Таблица 1. Технические характеристики скважинного прибора

Таблица 2. Технические данные излучателя

Таблица 3. Технические характеристики наземного блока согласования

Описание АИНК36-3Ц

Комплекс АИНК36-3Ц включает в себя:

• скважинный прибор;
• наземный блок согласования;
• программное обеспечение;
• кабеля связи.

Генератор должен эксплуатироваться в комплексе с геофизическими станциями, каротажным кабелем (типа КГЗ-53-180) по ТУ 16.К64.01-88 длиной до 5000м, персональным компьютером не ниже Pentium I (100 МГц). 

При передаче информации на поверхность применён алгоритм про-верки правильности принимаемых данных. Это существенно повышает поме-хозащищённость передачи. На повышение правильности передаваемой ин-формации влияет и использование протокола передачи данных Манчестер II .

Схема включения АИНК36-3Ц в состав каротажного комплекса приведена на рис. 2 (рассматривается режим ИНГК). На рисунке показан способ соединения АИНК36-3Ц с трёхжильным кабелем, (при использовании многожильного кабеля оставшиеся жилы должны быть соединены с землёй). В качестве блока питания может использоваться любой источник, обеспечивающий напряжение не менее +200 В и ток не менее 300 мА.

Панель должна быть подключена к датчикам глубины и магнитных меток. Параметры сигналов глубины и магнитных меток аналогичны сигналам, используемым в регистраторе ТРИАС. В качестве меток глубины, используются преобразованные сигналы датчика глубины. Блок формирования меток глубины каротажной станции должен обеспечивать формирование на выходе электрических сигналов прямоугольной формы, с нулевым логическим уровнем (0 В) и единичным (+5 В), следующих с частотой не более 1 имп/см.

Рис. 2

В состав комплекса должен входить персональный компьютер, в котором  порт принтера (LPT) должен быть сконфигурирован в режим EPP+ECP (или Bi-Directional для ноутбука), базовый адрес порта 378h, используемая линия запроса на прерывание IRQ7. Данные параметры порта устанавливаются в Setup BIOS. Стоит учесть, что изменение параметров порта принтера может повлиять на связь компьютера с другими внешними устройствами подключаемых к данному порту. Для соединения компьютера с панелью используется стандартный кабель для связи компьютера с принтером. Кабелем соединяют LPT-порт компьютера с разъёмом «LPT» на панели.

Клеммы, обозначенные на панели как ЖК1, ЖК2 и ЖК3 служат для подключения жил геофизического кабеля.

Регулятор  «Уровень» используется для увеличения уровня сигнала принимаемого от скважинного прибора. Регулировку контролируют по количеству «плохих» блоков, которые отображаются на экране компьютера.

 Контрольные точки «Кт1» и «Кт2» служат для проверки передачи с помощью подключаемого к ним осциллографа.

Стрелочный индикатор предназначен для контроля потребляемого тока. При нормальной работе комплекса показания амперметра должны быть около  30 мА (при выключенном излучателе) и 100-130 мА (при включенном излучателе).

Тумблер «Вкл/Выкл» служит для включения и выключения питания панели и скважинного прибора.

Предохранитель «Пр1» служит для защиты панели от перегрузки по току.

Режимы работы АИНК36-3Ц

Аппаратура АИНК36-3Ц функционирует в одном из трех режимов, выбираемых оператором:

а) Режим ИНК.

Напряжение питания 200 В подается в наземный прибор по 1 и 3 жиле каротажного кабеля. Микроконтроллер скважинного прибора формирует импульсы запуска нейтронной трубки с частотой 20 Гц, а также 19 временных окон по 100 мкс и одно окно по 4,2 мс, в которых ведет подсчет импульсов с детекторов. Процессор определяет наличие на 3 жиле кабеля питающего напряжения нейтронной трубки и, по истечению 6,1 мс после импульса запуска, переводит усилители детекторов в «жесткий» режим, который позволяет регистрировать импульсы с энергией выше 3 МэВ. Зарегистрированная информация, за каждый «выстрел» нейтронной трубки, передается на поверхность в бортовой компьютер. Такой режим обеспечивает регистрацию в течении первых 6,1 мс после нейтронной вспышки импульсов с энергией от 30 кэВ и выше, а после в течение 43,9 мс регистрируются импульсы с энергией выше 3 МэВ.

б) Режим ГК.

Напряжение питания подается только по 1 жиле каротажного кабеля. Микропроцессор определяет отсутствие напряжения питания нейтронной трубки и не переводит усилители детекторов в «жесткий» режим регистрации, т.е. все время происходит подсчет импульсов с энергией 30 кэВ и выше. В остальном режимы ГК и НГК полностью совпадают.

в) Режим работы в точке по определению перетоков.

Этот режим отличается от предыдущих тем, что здесь совмещены оба режима работы. Оператор задает необходимое время работы нейтронной трубки, а также длительность временных окон суммирования и количество циклов повторения замеров. Т.е. по сигналу с бортового компьютера на время, заданное оператором подается питающее напряжение по 3 жиле (режим НГК), затем напряжение отключается (режим ГК) и происходит регистрация

импульсов в 60 временных окнах, с выводом информации на экран монитора. В зависимости от полученных результатов, оператор, варьируя длительностью работы нейтронной трубки, длительностью временного окна и количеством циклов регистрация добивается получения качественной информации о скорости движения жидкости в колонне и заколонных перетоков.

Заключение

В последнее время для решения некоторых задач нефтепромысловой геологии широко применяются импульсные методы нейтронного каротажа. При этом в качестве источника нейтронов используются скважинные генераторы нейтронов, о6еспечивающие периодическое генерирование мощных доз нейтронов. Генератор работает в импульсном режиме, т.е. нейтроны «впрыскиваются» в окружающую среду через опреде­ленные промежутки времени. Имеющимся в приборе детектором нейтронов фиксируется их плотность через выбранные вре­менные интервалы после прекращения «нейтронного импульса». Преимущества импульсных методов заключаются в большей глубинности по сравнению с обычными методами. Кроме того, поскольку эти методы более чувствительны к хлоросодержанию окружающей среды, они применяются для установления место­положения водонефтяного контакта.

Аппаратно-програмный комплекс АИНК36-3Ц является мощным средством контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, которое решает комплекс задач и может работает в многофункциональном режиме, тем самым обеспечивает надежную и оперативную работу в промысловой геологии и геофизике.