Использование оптоволоконных технологий для повышения качества термометрии на примере ООО 'Газпром добыча Кузнецк'

Использование оптоволоконных технологий для повышения качества термометрии на примере ООО «Газпром добыча Кузнецк»

РЕФЕРАТ

месторождение оптоволоконный термометрия

Дипломная работа состоит из двух частей, содержит пунктов, изложена на страницах формата, включает в себя илл. и список литературы.

В первом разделе произведен обзор технических характеристик объекта ООО «Газпром добыча Кузнецк». Описаны такие параметры как геологическое строение, гидрогеологические характеристики, физико-механические свойства горных пород; оценка качественных показателей угольных пластов, тектоника, газоносность угольных пластов, технология добычи метана подземным способом.

Во втором разделе рассмотрены вопросы решения проблемы геофизического контроля процесса освоения скважин и разработки месторождений. Был произведен анализ существующих методов измерений температуры в скважине. Проанализирована эффективность применения ОВС в условиях месторождений метана угольного пласта в Кузбассе.

Ключевые слова: геофизическое исследование скважин, оптоволоконный акустический датчик, оптоволокно, мониторинг скважин, геофизический оптоволоконный кабель.

ВВЕДЕНИЕ

После окончания процесса строительства скважин наиболее важным является процессоптимизации освоения скважин. От этого процесса напрямую зависит дальнейшая эксплуатация и дебетовые характеристики скважины. Сложность процесса освоения связаны со спецификой метаноугольного коллектора, так как метан в угольных пластах находится в сорбированном состоянии. Для того, чтобы не повредить угольный пласт в процессе освоения особое внимание уделяется мониторингу процесса средствами контроля (уровень воды в забойное давление).

Оптоволоконная система позволяет получить детальную картину процесса освоения в реальном времени для каждого перфорированного интервала, а значит появляется возможность оперативной корректировки программы освоения.

Цель исследовательской части дипломной работы - обосновать выбор оборудования волоконно-оптической системы непрерывного мониторинга распределенной температуры.

В качестве производственного объекта в работе рассмотрена скважина Нарыкско - Осташкинского месторождения. Работы продолжались с ноября 2015 по сентябрь 2016 года, в процессе работ была собрана информация о температуре по всему стволу скважины и давлении на забое, проведен ее анализ, и сделаны выводы.

1.ОБЩАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ООО «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА КУЗНЕЦК»

.1 Организационная структура ООО «Газпром добыча Кузнецк. История образования

ОАО «Газпром» - одна и крупнейших энергетических компаний в мире. Основными направлениями ее деятельности являются геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация углеводородов, а также производство и сбыт электрической и тепловой энергии. Миссия «Газпрома» заключается в максимально эффективном и сбалансированном газоснабжении потребителей Российской Федерации, выполнении с высокой степенью надежности долгосрочных контрактов по экспорту газа.

Государство является собственником контрольного пакета акций «Газпрома» - 50,002%.

ООО «Газпром добыча Кузнецк» образовано 26 декабря 2008 года на базе своего исторического предшественника - ООО «Геолого-промысловая компания Кузнецк» - как 100-процентное дочернее предприятие ОАО «Газпром».[13]

В 2009 году предприятие выполнило комплекс работ по подготовке к пробной добыче метана в Кемеровской области. В частности, на территории Талдинского угольного месторождения пробурена параметрическая углеметановая скважина, подтвердившая высокие фильтрационные свойства угольных пластов. Пробурены и осваиваются семь разведочных скважин. Построена сеть линейных сооружений (трубопроводов) от скважин к газосборному пункту и автомобильной

газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС). Начаты поисково-оценочные работы на следующем первоочередном участке - Нарыкско-Осташкинской площади.

В 2010 году началась пробная эксплуатация скважин.

Организационная структура

В непосредственном подчинении генерального директора находится его секретариат и специальный отдел. Сформированные отделы и службы будут осуществлять следующие функции:

1.      Аппарат при руководстве и специальный отдел оказывают всестороннее содействие руководству компании в организации процесса ее успешного функционирования.

2.       Службы, руководство которыми осуществляет первый заместитель генерального директора - главный инженер:

Производственно-диспетчерская служба обеспечивает оперативное управление процессом производства, контролирует выполнение планов по добыче газа, координирует работы сервисных организаций по техническому обслуживанию и ремонту оборудования.

Производственно-технический отдел по добыче и подготовке газа - подготовка и осуществление мероприятий по совершенствованию эксплуатации, технического обслуживания и ремонта оборудования, техническому перевооружению и реконструкции, повышению технического и технологического уровня производства, повышению качества продукции и проектов.

Энерго-механический отдел - организация эксплуатации, технического обслуживания и ремонта скважин, установок подготовки газа, дожимных компрессорных станций, энергетического, механического и электротехнического оборудования, средств автоматизации и вычислительной техники.

Отдел по строительству скважин - осуществляет функции заказчика при проектировании, бурении и освоении метаноугольных скважин.

3.       Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора - главный геолог:

4.      Отдел разработки месторождений, лицензирования и недропользования - организация работ по интенсификации, испытаниям, освоению, эксплуатации и ремонту скважин. Планирование разработки метаноугольных месторождений, обеспечение рационального недропользования, выполнения лицензионных соглашений и охраны недр.

5.       Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора по экономике:

6.      Экономический отдел осуществляет функции планирования, экономического и финансового управления, разработку текущих и перспективных планов социально-экономического развития Общества.

Отдел управления имуществами ценными бумагами - обеспечение корпоративной политики и корпоративного контроля вложений в ценные бумаги, планирование и управление недвижимостью. Составление установленной отчетности.

Финансовый отдел - анализ степени влияния отдельных затрат на экономические результаты деятельности Общества. Планирование финансовых показателей, формирование бюджета и платежного баланса, планирование и управление налогами. Организация работы по эффективному использованию финансовых средств.

Отдел организации труда и заработной платы - разработка и совершенствования структур управления предприятием. Разработка Положений о подразделениях и должностных инструкций персонала. Организация работ по нормированию труда и совершенствованию форм и систем оплаты труда и материального стимулирования. Составление штатных расписаний подразделений Общества. Осуществления контроля соблюдения трудового законодательства и выполнения решений вышестоящих организаций по вопросам труда и заработной платы и т.д.

Отдел подготовки и проведения тендеров - организация тендеров на выполнение планируемых работ, взаимодействие с соответствующими подразделениями ОАО «Газпром».

7.       Службы, руководство которыми осуществляет заместитель генерального директора по кадрам, социальному развитию и общим вопросам:

Отдел кадров, трудовых отношений выполняет функции кадрового обеспечения. Организует аттестацию работников, обеспечивает функционирование отраслевой системы непрерывного обучения кадров. Организует систему учета кадров, анализирует причины текучести кадров.

8.       Заместитель генерального директора по координации и взаимодействию с угольными предприятиями региона и подчиненный ему.

9.      Проектно-технический отдел по планированию и увязке горных работ с угольными предприятиями обеспечивают решение всего комплекса вопросов, связанных с разграничением процессов добычи метана и угля, как на стадии разработки углегазовых месторождений, так и на стадии проектирования.

.        Маркшейдерский отдел - землеустроительные работы, согласование горных отводов, контроль взаиморасположения объектов угледобычи и газовых промыслов в пространстве и во времени.

11.    Бухгалтерия осуществляет функции финансового управления, реализации текущих и перспективных планов социально-экономического развития Общества. На службу возлагаются функции бухгалтерского учета и отчетности, а также контроля финансово-экономической деятельности Общества.

12.    Административно-хозяйственный отдел выполняет функции хозяйственного обеспечения деятельности подразделений и отделов компании, материально-технического снабжения и транспорта, поставки материалов, оборудования, горюче-смазочных материалов. Организуют и координируют работу арендуемой спецтехники, осуществляют контроль, за ее рациональным использованием. Организуют надлежащие хранение материалов и оборудования.

13.    Отдел капитального строительства, осуществляющий весь комплекс работ от проверки и утверждения проектно-сметной документации на объекты капитального строительства до их приемки под ключ. Выполняет некоторые виды проектных работ в соответствии с имеющимися лицензиями.

14.    Отдел организации и осуществления ПК за соблюдением ПБ на опасных производственных объектах осуществляет контроль, за соблюдением правил пожарной безопасности на газовых промыслах и организует мероприятия по оснащению промыслов необходимым оборудованием для определения, локализации и тушения очагов возгорания.

15.    Юридический отдел осуществляет: контроль, за исполнением законодательства РФ и юридическую поддержку в деятельности компании.

16.    Производственный отдел автоматизации, связи и информационно-управляющих систем организует и поддерживает компьютерное, информационное обеспечение менеджмента компании и обеспечивает связь в режиме реального связь администрации с промыслами.

.        Транспортный отдел осуществляет транспортное обеспечение аппарата управления компанией, организацию и обслуживание технологического транспорта и спецтехники.

Конкретные функции подразделений, их руководителей и сотрудников регламентируются Положениями о структурных подразделениях и должностными инструкциями.

Основные цели проекта:

-отработка технологии добычи метана угольных пластов;

обеспечение безопасности шахтерского труда путем заблаговременной дегазации угольных пластов;

Основные виды деятельности:

- поиск, разведка и добыча метана из угольных пластов и других углеводородов;

разработка и опробование методик промышленной добычи метана из угольных пластов;

подготовка технико-экономических обоснований разработки метано-газовых месторождений;

бурение разведочных, опытно-промышленных, эксплуатационных скважин и обустройство метаноугольных промыслов;

строительство и эксплуатация метаноугольных промыслов;

транспортировка и реализация метана на внутреннем рынке;

проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектно-изыскательских работ, создание научно-технической продукции;

отработка нового направления в топливно-энергетической отрасли Российской Федерации, включая наработку опыта по отработке малодебитных скважин.[13]

1.1.2 Перспективы и планы развития производства

I этап - поисково-оценочные и геологоразведочные работы в пределах первоочередных площадей, включая пробную добычу метана и его поставки

потребителям (2008-2010 гг.).этап - опытно-промышленная эксплуатация первоочередных площадей, поисково-оценочные и геологоразведочные работы на других площадях (2011-2013 гг.).этап - выход на промышленную добычу на первоочередных площадях - бурение с 2013 г. по 128 скважин в год; ввод в опытно-промышленную эксплуатацию других подготовленных участков и площадей.

Общее число запланированных эксплуатационных скважин при сроке их эксплуатации 20 лет составляет 1655 шт., объемы добычи газа, начиная с 2020 г. - 4 млрд куб. м в год.

.1.3 Общие сведения о месторождении. Географо - экономическая характеристика

По территориально-административному делению Талдинская площадь расположена в пределах Новокузнецкого района, это юг Кузбасса. Кузбасс расположен в пределах Кузнецкой котловины, которая со всех сторон окружена горными сооружениями: Салаира с запада, Горной Шории с юга, Кузнецкого Алатау с востока и Томь-Колыванской горной областью с севере-востока. Рельеф Кузнецкой котловины имеет незначительное, но непрерывное понижение к ее центральной части, где отметки уреза воды р. Томи составляют 112 м (район г. Кемерово) и 193 м (г. Новокузнецк). В центральной части котловины расположены возвышенности (высоты до 530-723 м) широтного и северо-западного простирания: Караканские горы, Тарадановский увал, Салтымаковский хребет. Эти возвышенности являются водоразделами между притоками двух крупнейших рек Кузбасса Ини и Томи (правые притоки р. Обь).

По географическому положению площадь расположена в лесостепной природно-растительной зоне с преобладанием суглинистого чернозема с березовыми и сосновыми перелесками. К востоку в 2-х километрах от района работ протекает р. Черновой Нарык (левый приток р. Томь) - естественная граница между лесостепной и таежной природно-растительными зонами юга Западной Сибири.

Река Черновой Нарык с системой временных и постоянных притоков придают местности достаточно резко выраженный холмистый характер с многочисленными неоднократно разветвляющимися логами. Ширина водоохраной зоны реки Черновой Нарык составляет 200 метров.

Абсолютные отметки рельефа района работ колеблются в довольно широких пределах, на водоразделах они достигают величины +394 м и в долине реки Черновой Нарык +220 ÷ +222 м. Амплитуда колебаний высотных отметок достигает величины 172-174 метра.

Территория Кузбасса характеризуется континентально-циклоническим климатом с годовой суммой осадков более 500 мм. Средняя температура июля составляет плюс 18-24 °С, января минус 20-26°С. Колебания температуры составляют от +40 до -50 °С. Продолжительность безморозного периода в году составляет всего 115 - 120 дней.

Глубина снежного покрова на открытых возвышенных местах и открытых склонах южного и юго-западного направлений может составлять всего 0.30-0.50 м, а в пониженных залесённых формах рельефа и склонах северного и северо - восточного направлений снежный покров может достигать мощности 1.5-2.5 м.

Глубина промерзания почвы находится в прямой зависимости от мощности снежного покрова и может колебаться от 0.30-0.40 до 1.0-2.0 метров. В поймах логов и речек грунт, как правило, не промерзает. Среднегодовое количество осадков 436 мм, основное их количество выпадает в зимний период в виде снега.

Талдинское месторождение находится в центре Ерунаковского геолого-экономического района Кузнецкого бассейна. Ерунаковский геолого-экономический район расположен в центральной части южной половины Кузбасса. В пределах района выделено 11 месторождений каменного угля - Соколовское, Красулинское, Тагарышское, Талдинское, Северо-Талдинское, Жерновское, Новоказанское, Ерунаковское, Кыргайское, Нарыкское, Кукшинское.

Район активно осваивается угледобывающей промышленностью. Добыча угля открытым способом ведется с 1982 года, а с 1983 года начата отработка запасов каменного угля шахтами.

В настоящее время в пределах Талдинского месторождения действуют 8 разрезов и 7 шахт. Наиболее крупными разрезами являются - разрез «Талдинский», принадлежащий ОАО УК «Кузбассразрезуголь», ООО «Разрез Таёжный», ООО «Разрез Южный», а также разрез «Заречный», принадлежащий ОАО ИК «Соколовская».

В пределах Талдинского месторождения имеется несколько населенных пунктов. На западе месторождения располагаются два населенных пункта - д. Большая и Малая Талда, а на юго-востоке - д. Жерново.

Площадь Кузбасса составляет 26,7 тыс. км², при протяженности 335 км и ширине 110 км. Кемеровская область имеет хорошо развитую сеть железных дорог общей протяженностью 5800 км, смыкающуюся с Транссибирской магистралью и железнодорожной системой Средней Азии. Автомобильное сообщение обеспечивает постоянную связь между 20-тью городами области. Общая численность населения области, состоящей из 19 административно-территориальных районов, немногим более 3 млн. человек, 88 % которых проживает в 20-ти городах и 47 поселках городского типа. В сельском хозяйстве занято 7,8 % жителей области.

Газоснабжение области ведется из северных районов Западной Сибири по газопроводу Парабель-Томск-Юрга-Топки-Новокузнецк. Основными потребителями газа являются металлургические предприятия (г. Новокузнецк) и химические предприятия (г. Кемерово). В последние годы поставки газа стабилизировались на уровне около 3 млрд. м³/год.

Гидрогеологические работы на Талдинской площади проводились с целью прогнозирования ориентировочных водопритоков в условиях эксплуатации месторождения.

В угольных пластах Ерунаковского района сосредоточено около 3 трлн. м³ ресурсов метана (около 23% от ресурсов метана в угольных пластах Кузбасса), при площади района всего 1520 км² (8,4% от площади Кузбасса). В пределах района выделены угольные месторождения: Соколовское, Красулинское, Тагарышское, Талдинское, Северо-Талдинское, Жерновское, Новоказанское, Ерунаковское, Казанское, Нарыкское и Кукшинское.

Рис. 1.1 - Обзорная геологическая карта лицензионной площади ООО «Газпром добыча Кузнецк»

Рисунок 1.2- Схема расположения проектных скважин

Рисунок 1.3 Географо-экономическая карта Ерунаковского геолого-промышленного района

Район активно осваивается угледобывающей промышленностью. Талдинское месторождение разрабатывается АО "ТалдинскийУглеразрез" мощностью около 2,5 млн. т угля в год. Проводятся подготовительные работы для подземной добычи угля на Соколовском и Кыргайском месторождениях.

К настоящему времени в Ерунаковском районе детально разведано 6 площадей для открытых работ на общую мощность 74 млн. т. угля в год и три участка для подземной добычи на общую мощность 15 млн. т. угля в год. Горные отводы действующих и строящихся разрезов и шахт в ряде случаев находятся на верхних горизонтах площадей перспективных для промысловой добычи метана. Это Талдинская площадь, юго-западная часть Нарыкско-Осташкинской площади (участки Новоказанские) и Соколовское месторождение.

Схема расположения площадок скважин на Талдинской площади приведена на рисунке 1.2 и географо-экономическая карта Ерунаковского геолого-промышленного района (рис. 1.3).

.2Геологическая характеристика района работооо «газпром добыча кузнецк»

.2.1 Стратиграфия

Промышленная угленосность Южного Кузбасса и газоносные угольные пласты, перспективные для добычи метана приурочены к отложениям верхнего палеозоя: к балахонской (С_2-3 - Р₁bl) и кольчугинской (Р₂kl) сериям.

Максимальные глубины погружения подошвы балахонской серии (6000-6800 м) отмечаются в Плотниковском, Салтымаковском, Центральном и Тутуясском районах, а также в северной части Ерунаковского и Терсинского районов. В Кемеровском, Осиновском и Томь-Усинском районах глубины погружения подошвы балахонской серии составляют 2000-3000 м. Мощность отложений балахонской серии на юге Кузбасса (Томь-Усинский, Мрасский, Кондомский и Бунгуро-Чумышский районы) доходит до 1,9-2,3 км. Кольчугинская серия является вторым циклом регионального осадко- и угленакопления, мощным генератором и аккумулятором углеводородных газов в продуктивной толще верхнего палеозоя. В Томь-Усинском, Байдаевском, Беловском, Ускатском и Кемеровском районах мощность кольчугинских отложений составляет 1,2-2,0 км. Максимальной мощности (2-4 км) отложения кольчугинской серии достигают в Плотниковском, Салтымаковском, Ленинском, Ерунаковском и Терсинском районах.

Кольчугинская серия подразделяется на безугольную кузнецкую (Р₂kz) и две угленосные подсерии - ильинскую (P₂il) и ерунаковскую (P₂er).

Балахонская и кольчугинская серии начинаются безугольными отложениями (сменяющимися затем толщами с невысокой угленосностью с тонкими угольными пластами), и завершаются высоко угленосными толщами, включающими мощные угольные пласты. Обеим сериям свойственно ритмичное чередование песчаников, алевролитов, углистых аргиллитов и пластов угля. На юго-востоке Кузбасса в балахонской серии содержатся магматические породы (диабазы) в виде пластовых тел (силлов) мощностью до 100-120 м и даек.

.2.2 Тектоника

Кузнецкий бассейн представляет собой крупный синклинорий, современный контур и строение, а также напряженное состояние которого предопределены движениями окружающих горных массивов. Характер складчатости и дизъюнктивной нарушенности толщ изменяется от окраин к центральной части синклинория. Ниже приведено описание структур, характерных для разрабатываемых площадей.

Для зоны Терсинско-Ерунаковскогосводового поднятия характерно развитие брахисинклиналей и крупных синклиналей с различной ориентировкой осей, что говорит о формировании этих структур под воздействием различных полей напряжений.По характеру и интенсивности складчатости Ерунаковский район может быть разделен на два блока: юго-Западный, ограниченный крупными региональными разломами, и северо-восточный (рисунок 2.1).

Юго-западный блок ограничен Соколовским взбросом на юго-западе и Иганинским взбросом на северо-востоке. Амплитуда этих нарушений достигает 1,2-1,5 км. Для этих взбросов характерны мощные зоны дробления, достигающие 150-170 м. Юго-западный блок по морфологии складок является переходным от линейной складчатости Присалаирского прогиба к собственно зоне брахискладчатости. В этом блоке развиты преимущественно удлиненные складки, иногда линейные складки, часто асимметричные с более крутыми (до 40-60 град) западными крыльями и пологими (до 5-30 град.) восточными (Кыргайская синклиналь, Караканская синклиналь). Простирание складок и разрывов в основном соответствует простиранию складчатости Присалаирского прогиба. По длинной оси размеры складок достигают 20-25 км при ширине 4-6 км. [1]

Для северо-восточной части Ерунаковского района также как и для Терсинского района характерно развитие изометричных или слегка удлиненных синклинальных и антиклинальных складок: Талдинская, Усковская, Ерунаковская, Нарыкско-Осташкинская, Кушеяковская синклинали и Жерновская, Демьяновская, Нарыкская, Осиновская, Терсинская, Кушеяковская антиклинали. Размеры этих структур изменяются от 8-10 до 15-20 км в поперечнике. Углы падения крыльев обычно 5-10, реже 15-20 град. Дизъюнктивные нарушения представлены здесь в основном пологими взбросами и надвигами.[3] Пригорношорскиймоноклинал, именуемый иногда Главным моноклиналом, охватывает Томь-Усинский, Терсинский, Тутуясский и Мрасский районы. Его основная особенность заключается в преобладании моноклинального падения пород на север и северо-восток к центру Южно-Кузбасского прогиба. Вторая особенность заключается в осложняющем широком развитии магматических интрузивных тел (силлов) диабазов, которые, внедрившись в угленосную толщу, приобрели те же моноклинальные условия залегания, осложненные флексурами иантиклинальными изгибами (пологими вытянутыми антиклиналями).

Рис. 1.4 - Тектоническая схема Ерунаковского геолого-промышленного района

1.2.3Гидрогеологическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади

Гидрогеологические условия Нарыкско-Осташкинской площади изучались главным образом при разведке месторождений каменного угля, начиная с 1949 г (Яганов Н.М.1952 ф, Макаров В.Г. 1965 ф, Щербаков Н.И.1970 ф, Лоншаков В.И., 1985 ф и др). Материалы разведочных работ для составления гидрогеологической карты листа N-45-XVI (Черныш. С.П., Савина Ж.Н. 1973 ф). В настоящее время гидрогеологические работы ведутся в связи со строительством угледобывающих предприятий, созданием наблюдательных сетей для ведения мониторинга геологической среды, бурением гидрогеологических скважин для водоснабжения населения, а также в связи с оценкой газоносности угольных пластов для выявления метаноугольных месторождений.

Согласно гидрогеологической стратификации Кузбасса (Зеленовский П.И, 1982), в пределах Ерунаковского района выделяются воды четвертичных аллювиальных отложений, воды спорадического распространения верхнечетвертичных-современных проблематических отложений, водоносный комплекс мезозойских отложений и водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковскойподсерии.

Воды четвертичных алювиальных отложений

Грунтовые воды приурочены к алювиальным отложениям в долинах речек Кыргай, Черневой Нарык, Берёзовая, Осиновка, Большая Речка и др. Водовмещающие отложения представлены песком, гравием, галькой с примесью глинистого материала. Мощность их изменяется от 0,5 до 8 м. Уровень воды в долинах речек залегает на глубинах 0,5 - 1,5 м. Удельные дебиты скважин изменяются от 0,004 до 0,04 л/с, водопроводимость пород до 43 м³/сут (Щербаков Н.И, 1981ф, Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф).

Воды спорадического распространения верхнечетвертичных современных проблематических отложений.

Грунтовые воды проблематических отложений распространены в бассейнах рек Еланного и ЧерновогоНарыков.

Водовмещающие отложения представлены легкими разностями суглинков на контакте с более тяжелыми, а также супесями и прослойками песков. Мощность пород колеблется от 0,2 до 2 м. Воды безнапорные и слабонапорные, напоры не превышают 1 - 2 м. Водообильность пород незначительная, дебиты родников изменяются от 0,03 до 0,1 - 0,2 л/с. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциевые, реже гидрокарбонатные магниевые, кальциево-натриевые, натриевые с минерализацией 0,1 - 0,4 г/дм³. Содержание аммония довольно часто выше нормы (до 0,2 мг/л), рН 5,5 - 7,5 (Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф). Практического значения эти воды не имеют.

Водоносный комплекс мезозойских отложений

Водоносный комплекс связан с осадками тарбаганской серии юры (J_1-2) и абинской серии триаса (Т_ab).

Юрские осадки, занимают небольшую площадь в ядре Кыргай-Осташкинской синклинали, обладают повышенными фильтрационными свойствами. Водовмещающие породы - трещиноватые, фациально невыдержанные по площади и в разрезе слабосцементированные песчаники, алевролиты, конгломераты, реже аргиллиты.

Характеристика подземных вод юрских отложений дается, главным образом, до глубины 100-150 м и основывается на результатах гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000 (Черныш С.П., Савина Ж. Н., 1973 ф).

По типу движения эти подземные воды преимущественно трещинные, трещинно-пластовые, приурочены к отдельным зонам повышенной трещиноватости, которые разделены между собой менее трещинноватыми и даже монолитными породами. Количество трещиноватых зон по данным

резистивиметрии и расходометрии колеблется от 1-2 до 5-7, мощности зон изменяются от 2-3 до 30-40 м. Воды, как правило, напорные. Величина напора изменяется от 1-9 м до 120-170 м и больше, в зависимости от положения трещиноватой зоны в разрезе. Как правило, наибольшими напорами обладают более глубокие зоны. Пьезометрическая поверхность подземных вод в сглаженном виде повторяет рельеф местности и фиксируется на водоразделах и склонах на глубине от 3,6-10 м до 40 м, в долинах и логах на глубине 0-14 м, нередко на 3-5 м выше поверхности земли. Как правило, в депрессиях рельефа скважины фонтанируют.

Водообильность юрских отложений довольно высокая и обусловлена, прежде всего, наличием и интенсивностью открытой трещиноватости и степенью выветрелости пород. Удельные дебиты скважин колеблются в долинах от 0,1 до 9,5 л/сек, на водоразделах от 0,01 до 0,06 до 0,3 л/сек. Питание подземных вод осуществляется путём инфильтрации атмосферных осадков на склонах и водоразделах, разгрузка происходит в местнуюгидросеть.[2]

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные с пестрым катионным составом, минерализация в основном в пределах 0,3-0,8 мг/л, реакция водной среды от нейтральной до слабощелочной (рН = 7-8), жесткость составляет 2-5 мг/экв. Воды не агрессивные по отношению к бетону. Микроэлементы представлены медью, марганцем, титаном, ванадием, галлием, бромом, стронцием, редко цирконом, цинком, кадмием, никелем. Содержания микроэлементов незначительны и равны в основном тысячным и десятитысячным, реже сотым долям мг/л.

Эффузивно-осадочные отложения триаса распространены в ядре и на крыльях Кыргай-Осташкинской синклинали. Они представлены в большинстве своём туфогенными алевролитами, песчаниками, алевролитами и песчаниками обычного вида.Все породы разбиты густой сетью трещин в самых разнообразных направлениях. Доминируют вертикальные трещины. Зона интенсивной трещиноватости распространяется до глубины 100-150 м.

По характеру движения подземные воды, приуроченные к отложениям триаса, являются трещинными, трещино-пластовыми и приурочены к интервалам повышенной трещиноватости, мощность и количество которых непостоянны. Подземные воды безнапорны на водоразделах, слабонапорны в нижней части склонов и в долинах. Отмечается тенденция к увеличению напоров (вплоть до фонтанирования) при вскрытии глубоких зон. В долинах и нижних частях склонов иногда отмечается самоизлив (скважина 4182, 6233, участок Новоказанский 1, Щербаков Н. И., 1981 ф). Уровенная поверхность подземных вод устанавливается в долинах вблизи поверхности земли на глубинах от 1,3 м или выше её на 1 - 3 м. На водоразделах и склонах глубина залегания уровня подземных вод увеличивается до 10 м (скважина 6018) и более.

Водообильность подземных вод отложений триаса неравномерна, как по площади, так и по разрезу. Удельные дебиты скважин изменяются в пределах от 1,0 л/сек. (скважина 5919) до 0,008 л/сек (скважина 6018 Щербаков Н. И., 1981 ф).[2]

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков на водоразделах и склонах, имеющих маломощный покров рыхлых водопроницаемых отложений, разгрузка осуществляется в местнуюгидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные, с пестрым катионным составом - кальциевые, натриево-кальциевые, кальциево-натриевые и натриевые. По данным, полученным при опробовании разведочных скважин, минерализация подземных вод изменяется от 389 мг/л до 778 мг/л, что нехарактерно для подземных вод зоны умеренного увлажнения. По показателю жесткости воды мягкие, по величине pH - от нейтральных до щелочных. По данным гидрогеологической съёмки масштаба 1:200 000 (Черныш С. П., Савина Ж. Н., 1973 ф), среди микрокомпонентов в незначительных концентрациях присутствуют медь, марганец, барий, цинк, титан, ванадий, галлий, стронций и кадмий, аномальные содержания дают только барий и никель.

Водоносный комплекс верхнепермских отложений ерунаковской подсерии

В пределах района работ отложения ерунаковскойподсерии слагают центральную часть Нарыкской антиклинали, а также южное крыло Кыргай-Осташкинской синклинали. Разрез водоносного комплекса представлен чередованием мощных пластов песчаников с алевролитами, аргиллитами и углями. По водопроводимости в толще пород выделяется две зоны: верхняя, с интенсивно трещиноватыми породами и нижняя - зона затухающей трещиноватости.

По условиям залегания и характеру водовмещающих пород в верхних частях разреза преобладает трещинный тип фильтрации подземных вод, ниже, в условиях затухания трещиноватости и наличия мощных пластов песчаников, возрастает роль трещинно-пластового, трещинно-жильного типов фильтрации. Трещиноватость пород в разрезе неравномерна. По данным геофизических исследований установлено наличие от 1 до 5-8 водоносных зон.

Глубина залегания водоносного комплекса колеблется от 1 до 10 м, в исключительных случаях до 13 - 18 м в долинах и от 10 до 25 м, редко до 50 м на водоразделах.

Подземные воды комплекса, как правило, напорные в долинах рек, подножьях склонов и безнапорные на водоразделах. Величины напоров в зоне интенсивной трещиноватости изменяются от 3 - 7 м до 10 - 24 м и зависят от положения водоносных зон в разрезе. С глубиной напоры увеличиваются, в некоторых случаях фонтанирование скважин начинается с глубин 200 - 400 м (Черныш С. П., Савина Ж. Н, 1973 ф).

Уровни подземных вод в логах и долинах устанавливаются на глубинах от 4 м до 5 м выше поверхности рельефа (скважины 5182 и 6042 участок Новоказанский 1, Щербаков Н.И., 1981 ф). На водоразделах и склонах глубины залегания уровня подземных вод изменяются от первых метров до 48 м.

Водообильностькомплекса в общем невелика и неравномерна как по площади, так и в разрезе. Удельные дебиты скважин варьируют в очень широких пределах, от 0,01 л/сек до 1,2 л/сек при преобладающих значениях 0,2-0,6 л/сек.

Питание подземных вод преимущественно местное за счет инфильтрации атмосферных осадков, в меньшей степени за счет напорных вод глубоких горизонтов. Разгрузка происходит в местнуюгидросеть.

Уровенный режим подземных вод характеризуется непостоянством и целиком зависит от режима атмосферных осадков.

По химическому составу подземные воды являются гидрокарбонатными со смешанным катионным составом, преимущественно кальциевым или натриевым. Воды пресные, минерализация изменяется от 360 до 865 мг/л, от мягких до жестких (3,65 - 9,87 мг-экв/л), по показателю pH от слабокислых до щелочных. Микрокомпоненты представлены медью, марганцем, цинком, титаном, ванадием, галлием, бромом.[1]

.2.4 Газоносность угольных пластов по данным опробования

Современная газовая зональность метаноугольных месторождений формируется под воздействием комплекса факторов, предопределяющих глубину проникновения атмосферных газов, миграцию метаморфогенных газов и образование зоны газового выветривания в приповерхностной части угленосной толщи, где в результате происходящих физических, химических, физико-химических процессов метан в угольных пластах замещается азотом и углекислым газом. Зона газового выветривания (с позиций гидродинамической зональности) соответствует зоне активного водообмена.

В этой приповерхностной зоне активного газо-водообмена угленосной толщи с атмосферой за счет встречного движения атмосферных газов (на глубину) и метаморфогенных газов к дневной поверхности сформировалась зона газового выветривания (деметанизации). В зоне газового выветривания с увеличением глубины залегания пластов происходит уменьшение концентраций диоксида углерода и азота от 50-90% до 10-30 % и возрастание концентраций метана от 5-10% до 70-90%. Положение верхней границы метановой зоны принимается по концентрации метана свыше 70% и природной метаноносности угольных пластов свыше 3,0-3,5 м³/т с.б.м.

Данные газового опробования, выполненного в скважинах 101 -110 и 1, 9,10 позволяют определить положение границы метановой зоны и прогнозировать изменение газоносности по площади и на глубину исследуемой территории.[3]

По результатам опробования угольных пластов керногазонаборниками мощность зоны газового выветривания (ЗГВ) угольных пластов по Нарыкско-Осташкинской площади изменяется от 75-100 до 230-250 метров.

Максимальная мощность зоны газового выветривания отмечается в северо-восточной части площади в районе скважин №№ (107) и (104). По результатам опробования этих скважин пласты 94-93, 92, 91 в.п. в интервале глубин 155-210 м, (от 21 до -34 м. абс.) находятся в зоне газового выветривания. Концентрация метана в пробах не превышает 62%, а метаноносностьугольных пластов изменяется от 0,5 до 1,36 м³/т. с.б.м. Начиная с глубины 228 м (-52 м.абс.) концентрация метана в пробах превышает 70% и наблюдается закономерное увеличение природной метаноносности угольных пластов с глубиной. Таким образом мощность зоны газового выветривания в северо-восточной части Нарыкско-Осташкинской синклинали составляет 230-250 м., а граница метановой зоны находится здесь на отметках порядка -50 м.абс. [2]

В приосевой части Нарыкско-Осташкинской синклинали, где угленосная толща перекрыта отложениями триаса, в районе скважин №№ (102), 16884 (103), (101), 1, 9 и 10 мощность зоны газового выветривания существенно уменьшается. По результатам опробования скважины № (102) уже на глубине 208 м (+/-0 м.абс.) метаноносность пласта 98-97 составляет 7,8 м³/т с.б.м., а в скважине (103) метаноносность пласта 103 (самый верхний пласт тайлуганской свиты) на глубине 403 м (-254 м.абс.) превышает 10 м³/т с.б.м. Мощность зоны газового выветривания в приосевой части Нарыкско-Осташкинской синклинали составляет 150-200 м, а граница метановой зоны находится здесь на отметках порядка 50 м. абс.

1.2.5Определение физико-механических свойств горных пород; оценка качественных показателей угольных пластов

Таблица 1 Физико-механические свойства горных пород

1.3 Описание технологического процесса и применяемой техники

1.3.1 Технология строительства скважин

Бурение скважин. Бурение скважин осуществляется мобильными буровыми установками (МБУ) с применением ВЗД (при наличии необходимого оборудования под интервал 0-150 м предлагалось применить пневмоударный способ, с использованием в качестве очистного агента, водо-воздушную аэрозоль).

Буровые установки располагаются на временно сооружаемых площадках. Предварительно на площадках строительства скважин будет произведена вырубка леса, снятие плодородного слоя земли со складированием в бурты,планировочно-земельные работы и последующая отсыпка гравийно-песчаной смесью. Временный жилой вахтовый поселок обустраивается возле площадки строительства скважин.

Доставка необходимого оборудования и материалов в процессе бурения скважин будет производиться автотранспортом по подъездным и временным автодорогам общей протяженностью 80 км (Нарыкско-Осташкинская площадь).

Для контроля пространственного положения забоя скважины проводятся замеры искривления скважины (инклинометрия) с помощью прибора КИТ-3. В структурных скважинах с целью определения газопромысловых характеристик угольных пластов проводятся испытания пластов пластоиспытателем КИИ-65.

В процессе бурения проводятся геофизические исследования (инклинометрия, электрический каротаж КС, БК, радиоактивный каротаж ГК, ГГКП, акустический каротаж АК и АКШ, резистивиметрия, кавернометрия, термометрия), геолого-технологические исследования (контроль процессов бурения, отбор шлама, газопоказания). Контроль процесса цементирования эксплуатационных колонн велся с помощью СКЦ (станция контроля цементирования). Коррекция параметров кривизны стволов скважин осуществлялась с помощью телеметрической системы ЗИС 4-М.[1]

Последующие работы по вторичному вскрытию и испытанию перспективных угольных пластов осуществляются, с помощью мобильного агрегата А-50 М. В процессе бурения скважин производится отбор керна и испытание в открытом стволе (инжект-тест) всех перспективных метаноугольных пластов. После анализа результатов лабораторного исследования керна и промысловых геофизических исследований, принимается решение о вторичном вскрытии того или иного угольного пласта в каждой проектной скважине с последующей интенсификацией в виде гидравлического разрыва (ГРП).

.3.2 Технология интенсификации

Технология осуществления ГРП при добыче газа включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва газоносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент - проппант, в карбонатных - кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использованпроппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99% состоит из воды и песка (либо проппанта), и лишь на 1% - из химических реагентов. Состав химических веществ открыт. Среди них, например, ингибитор коррозии, понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель.

Для того, чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, крупные сервисные компании применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.

1.3.3 Технология извлечения метана из угольных пластов

Технология добычи метана из угольных пластов состоит из следующих основных этапов:

- обустройство промплощадки и бурение скважины;

- гидроразрыв угольного пласта;

-        осушение угольного пласта;

-        извлечение метана.

Каждый этап имеет свою специфику ведения экологического мониторинга, в первую очередь при определении контролируемых источников загрязнения окружающей природной среды, а также их параметров.[3]

Состоит из следующих этапов: первичное вскрытие угольных пластов по средствам бурения; крепление ствола скважины и разобщение угольных пластов обсадными трубами и тампонажными материалами; вторичное вскрытие - перфорация; дополнительная стимуляция-гидроразрыв угольного пласта с целью интенсификации флюида или газа; освоение метаноугольных скважин (вызыв притока и вывод скважины на режим эксплуатации); гидродинамические исследования метаноугольныхсважин.

.3.4 Оборудование для строительства скважин

При строительстве разведочных скважин на Нарыкско-Осташкинской площади использовано современное оборудование - мобильные буровые установка немецкого производства Satvia, предназначенные для бурения, освоения и ремонта скважин в регионах с умеренным климатом при температурах от минус 45 до плюс 50 °C.

Мобильная буровая установка Satvia TB 1300 V применяется для бурения различных по назначению скважин с условной глубиной (бурильная труба 3 1/2") до 2800 м. Установка монтируется на базе пятиосного грузового автомобиля с четырьмя ведущими мостами ACTROS MercedesBenz с приводом от турбодизельного мотора DEUTZ мощностью до 400 кВт. TB 1300 V оснащена полным гидравлическим приводом для основного и вспомогательного оборудования, современной системой контроля, управления и безопасности. Обеспечивает оптимальный режим бурения скважин.

Мобильная буровая установка Satvia TB 1600 V применяется для бурения различных по назначению скважин с условной глубиной (бурильная труба 3 1/2") до 3500 м. Установка монтируется на базе шестиосного грузового автомобиля с четырьмя ведущими мостами ACTROS MercedesBenz с приводом от модульной силовой станции с двумя турбодизельными моторами DEUTZ мощностью 400 кВт каждый. TB 1600 V оснащена полным гидравлическим приводом для основного и вспомогательного оборудования, современной системой контроля, управления и безопасности. Обеспечивает оптимальный режим бурения скважин.[1]

Глубинно-насосное оборудование скважин

При извлечении метана из угольных пластов применяются различные виды глубинно-насосного оборудования их характеристика рассмотрена ниже.

Скважинные центробежные (ЭЦН) и винтовые насосы (ШВН) приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ШВН и довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

Штанговые винтовые насосы возможно эксплуатировать как в начальный так и в конечный период. ШВН может откачивать воду с большим содержанием угольного шлама в начальный период и большое содержание газа на конечном этапе при условии использовании газосепаратора.  Электроцентробежная насосная установка (УЭЦН)- это комплекс наземного и погружного оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. УЭЦН предназначены для эксплуатации средне и высоко дебитных скважин различной глубины.

Станция управления предназначена для управления, защиты и контроля параметров насосов позволяет оперативно получать сведения о работе погружного оборудования, поддерживать запланированный режим эксплуатации скважин и предотвращать аварии.

Фонтанная арматура представляет собой комплекс арматуры высокого давления, собираемой в зависимости от эксплуатационных параметров скважины по определенной конструктивной схеме. Фонтанная арматура состоит из специальных задвижек или кранов, тройников, крестовиков и других деталей и узлов, в совокупности обеспечивающих возможность многовариантного отбора продукта.

Регулирующие узлы предназначены дляобвязке по воде приточных установок и тепловых завес и служат для регулирования мощности водяных нагревателей и охладителей центральных кондиционеров.[3]

.3.5 Организация и охрана труда, промышленная безопасность и охрана окружающей среды

Широко известно, что естественное выделение метана с поверхности Земли - один из главных негативных факторов воздействия на ее озоновый слой. Поэтому сама производственная деятельность предприятия напрямую благотворно влияет на экологию региона. Однако, в своей работе ООО «Газпром добыча Кузнецк» руководствуется не только производственными

показателями, но и самым пристальным вниманием к экологическим

вопросам. Так в обязательном порядке ведется рекультивация отработанных участков, строго контролируются места концентрации откаченных подземных вод, утилизируются выбуренные породы и пр.Вся деятельность Общества осуществляется в строгом соответствии с требованиями природоохранного законодательства.[13]

Под охраной труда понимается система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные мероприятия (ст.209 ТК РФ). Обеспечение охраны труда возложено на работодателя (ст.212 ТК РФ). На основании ст.225 ТК РФ, Постановления Министерства труда и социального развития РФ и Министерства образования РФ от 13.03.2003 г. №1/29 и «Положения о порядке обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных ФС по экологическому, технологическому и атомному надзору» (РД 03-20-2007), а также отраслевого документа «Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»» (ВРД 39-1.14-021-2001) - работодателем должно быть обеспечено обязательное обучение работников по охране труда, обучение безопасным методам и приемам выполнения работ и оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, проведение инструктажей по охране труда.

К выполнению работ по строительству и освоению метаноугольных скважин может быть допущен квалифицированный персонал, имеющий практический опыт выполнения подобных работ, прошедший инструктаж по технике безопасности, ознакомленный с руководствами по эксплуатации устьевого и наземного оборудования. Поэтому все работы, связанные со строительством и освоением метаноугольных скважин, должны выполняться в соответствии с требованиями, изложенными в ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

1.4 Проблема геофизического контроля за процессом освоения скважин и разработки месторождений метана угольного пласта

Геофизические исследования скважин и пластов - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин <#"902840.files/image001.gif">

В многомодовом волокне показатели преломления сердцевины nc и оболочки n_об - различаются всего на 1-1,5 % (например, n_c: n_об = 1,515 : 1,50). При этом апертура NA=0,2-0,3, и угол, под которым луч может войти в световод, не превышает 12-18° от оси. В одномодовом волокне показатели преломления различаются еще меньше (n_c :n_об = 1,505 : 1,50), апертура NA=0,122 и угол не превышает 7° от оси. Чем больше апертура, тем легче ввести луч в волокно, по при этом увеличивается модовая дисперсия и сужается полоса пропускания (см. ниже). Числовая апертура характеризует все компоненты оптического канала - световоды, источники и приемники излучения. Для минимизации потерь энергии апертуры соединяемых элементов должны быть согласованными друг с другом.[6]

Рис. 2.2 Ввод света в оптоволокно: 1- входной конус; 2- осевая мода; 3- мода низкого порядка; 4- мода высокого порядка

Строго говоря, распространение сигнала в оптоволокне описывается уравнениями Максвелла. Возможные решения уравнении Максвелла соответствуют различным световым модам. В большинстве случаев можно пользоваться приближением геометрической оптики. Если рассматривать распространение сигнала с позиций геометрической оптики, то световые лучи, входящие под различными углами, будут распространяться по разным траекториям. Более высоким модам соответствуют лучи, входящие под большим углом, - они будут иметь большее число внутренних отражений по пути в световоде и будут проходить более длинный путь. Число мод для конкретного световода зависит от его конструкции - показателей преломления и диаметров сердцевины и оболочки - и длины волны.

Рис. 2.3 Распространение волн в световодах: а-в одномодовом; б- в многоводовом ступенчатым профилем; в- в многомодовом с градиентным профилем. 1-профиль показателся преломления, 2-вхдной импульс, 3- выходной импульс

Режим передачи - одномодовый или многомодовый - определяется способом ввода света в волокно (инжекции), конструкцией волокна и длиной волны источника. Ввод света для одномодового режима должен осуществляться узким лучом точно вдоль оси волокна, здесь в качестве источника можно использовать только лазер. [4] Для многомодовой передачи может использоваться и более дешевый светодиодный излучатель, имеющий более широкую диаграмму направленности. Передача в одномодовом режиме возможна лишь при длине волны, превышающей некоторое пороговое значение (cut-offwavelength). Эта пороговая длина волны определяется конструкцией волокна (диаметром сердцевины). Волокно для одномодовой передачи на длине волны 1300 нм имеет пороговую длину волны около 1200 мкм. Следовательно, в таком волокне на длине волны 850 нмодномодовая передача невозможна.

При одномодовой передаче луч передается и по внутренней части оболочки, поэтому ее прозрачность, как и прозрачность сердцевины, влияет на затухание сигнала. Здесь световой луч характеризуется диаметром модового пятна - области сечения волокна, через которую он распространяется (больше, чем сердцевина). В многомодовом волокне через оболочку свет не идет, так что ее прозрачность несущественна.[1]

В самом простом виде система волоконно-оптического распределенного измерения температуры состоит из оптического волокна в защитной трубке, источника лазерного излучения, оптического разветвителя, блока обработки оптоэлектронного сигнала и дисплея (рис.2.4).

Оптическое волокно - тонкое, как человеческий волос- всего лишь около 100 микрон в диаметре. Оно состоит из сердцевины диаметром от 5 до 50 микрон и оболочки, изготовленных из кварцевого стекла. Стекло сердцевины и оболочки имеет разный состав (например, из-за добавок других компонентов, таких как германий или фтор, в составе оболочки), чтобы различались показатели преломления и другие светодисперсионные характеристики.[10]

Рис. 2.4Процесс волоконно-оптического распределенного измерения температуры.

Источник лазерного излучения посылает в сердцевину оптического волокна световые импульсы длительностью 10 нс (за это время каждый из них успевает пройти расстояние около 1 м). У сердцевины показатель преломления выше, чем у оболочки, и свет, отклонившийся от оси сердцевины, в конце концов попадает на ее границу с оболочкой под углом, величина которого обеспечивает его отражение обратно к оси сердцевины. Происходит так называемое полное внутреннее отражение. Однако в реальных оптических волокнах при прохождении импульса света часть его все же рассеивается. Свет может рассеиваться на флуктуациях плотности или состава стекла - по механизму, известному, как рэлеевское рассеяние, - или из-за акустических колебаний, изменяющих показатель преломления оптоволокна, - по механизму рассеяния Мандельштама-Бриллюэна. Самое сильное влияние на процесс волоконно-оптического распределенного измерения температуры оказывает третий из механизмов рассеяния света - комбинационное (рамановское) рассеяние, вызываемое неупругими (связанными с перераспределением энергии) столкновениями фотонов с молекулами в среде оптоволокна. Эти столкновения изменяют колебательную энергиюмолекул. Рассеянный фотон может либо отдать свою энергию молекуле, в результате чего она перейдет на более высокий колебательный уровень (стоксово рассеяние), либо принять энергию молекулы, и молекула перейдет на колебательный уровень ниже (антистоксово рассеяние).

Рис 2.5 Спектр обратного рассеяния.

Часть этого рассеянного света отражается обратно и возвращается по оптоволокну к источнику лазерного излучения. На этом пути сигнал обратного рассеяния отделяется от входящего импульса света направленным оптическим ответвителем. После этого отраженный сигнал посылается в высокочувствительное приемное устройство, где сигнал комбинационного рассеяния света отфильтровывается от доминирующего излучения обратного рэлеевского и бриллюэновского рассеяния.[12] Энергетический обмен между рассеивающейся молекулой и фотоном при комбинационном рассеянии зависит от температуры. Сигнал комбинационного рассеяния имеет две компоненты: стоксову и антистоксову. Стоксова компонента, длина волны которой больше, имеет очень слабую температурную зависимость, в отличие от антистоксовой компоненты обратного рассеяния с меньшей длиной волны, которая сильно зависит от температуры. Отношение этих двух компонент прямо пропорционально температуре рассеивающей среды. Кроме того, путем анализа излучения обратного рассеяния можноопределить расстояние до места его возникновения в оптоволокне. Так как продолжительность каждого входящего импульса равна 10 нс, интервал, на котором произошло обратное рассеяние, точно соответствует одному из метровых отрезков оптоволокна. Следовательно, расчет профиля температуры по всей длине оптоволокна не требует ничего иного, кроме источника лазерного излучения, анализатора и знания исходной температуры в наземной части системы. В частности, нет необходимости в калибровке как отдельных точек по длине оптоволокна, так и всего оптоволокна перед его спуском.[10]

Оптическое волокно является частным случаем более общего понятия волновода. Рассмотрим суть круглого и двумерного вида волновода.

Двумерные волноводы с проходящими границами.

Далее рассмотрим волновод, заполненный однородной изотропной средой с действительной диэлектрической проницаемостью е и магнитной проницаемостью µ₀ (т. е. с магнитной проницаемостью свободного пространства). Сначала покажем,что обычная поперечная электромагнитная волна с плоской поляризацией (ТЕМ-волна) является решением задачи о двумерном волноводе с проводящими границами и поэтому задает моду волновода. Мода распространяется с хорошо определенными фазовой и групповой скоростями, поляризацией и распределением интенсивности по поперечному сечению. [7]

На языке микроволновой теории двумерный волновод с идеально проводящими границами следовало бы называть параллельной полосковой линией передач, пренебрегая при этом краевыми эффектами и эффектами, связанными с конечной величиной проводимости (с наличием скин-слоя). Наиболее подходящим в этом случае является подход, в основу которого положено описание с помощью уравнений Максвелла. Как будет показано, результаты, полученные при таком геометрическом подходе, совпадают с результатами, к которым приводит строгая электромагнитная теория.

Поперечные электромагнитные волны

ПлоскополяризованнаяТЕМ-волна в бесконечной диэлектрической среде.

Рассмотрим векторы электрического и магнитного полей в плоскополяризованной электромагнитной волне, распространяющейся в бесконечной изотропной среде. Для поперечной электромагнитной (ТЕМ) волны электрическое поле Е и магнитное поле Н образуют с направлением распространения, выбранным вдоль оси z, правую тройку векторов. Это изображено на рис. 2.6, где декартова система координат выбрана таким образом, чтобы

Е = (E_x,0,0 ), (2.2)Н = (0, Н_y, 0). (2.3)

При таком выборе системы координат систему уравнений Максвелла:

, (2.4) , (2.5)

можно записать так:

0, = (2.6)

= (2.7)

Рис. 2.7 Параллельные идеально проводящие плоскости, направляющие ТЕМ-моду.

Предположим, что компоненты поля Ех и Ну периодически зависят от времени t и координаты z, причем эта зависимость дается множителем ехр(іβz - iώt). Тогда уравнения (2.2.) и (2.3) принимают вид

и ,

Т.е и следовательно, Е_x/Н_y=(/ɛ) (2.9)

Фазовая скорость:

 (2.10)

Вектор Пойнтинга:  (2.11)

Усредненный по временипоток энергии: (2.12)

Параллельная полосковая линия передач

Рассмотрим распространение электромагнитной волны в среде, ограниченной двумя параллельными пластинами, которые предполагаются идеально проводящими. Предположим, что пластины, как показано на рис. 1.2, параллельны плоскости yz, расположены на расстоянии 2а друг от друга, имеют ширину d и бесконечную длину. (За расстояние между пластинами принята величина 2а для удобства при сравнении в дальнейшем с результатами, полученными для цилиндрических волноводов с радиусом а.) Электрическое и магнитное поля на поверхности каждой пластины должны удовлетворять следующим граничным условиям.[6]

 (поверхностная плотность зарядов).

,

(например) = К (ток/единица ширины).

Из этих уравнений видно, что ТЕМ-поля (Е_x, 0, 0), 0, Н_y, 0) удовлетворяют указанным граничным условиям. Полученные результаты можно суммировать следующим образом:

Ток в полоске=I=dK=dH_y, (2.13)

Напряжение между полосками =V=2aE_x, (2.14)

Характеристически

й импеданс

Мощность (2.15)

Действительно, нетрудно показать, что поля основных волн в линиях передач с произвольным поперечным сечением также описываются с помощью ТЕМ-мод. ТЕМ-волна не является единственной волной, которая может распространяться вдоль параллельной полосковой линии передач.

Уравнение Максвелла в круговых цилиндрических координатах.

Из уравнений Максвелла в цилиндрических полярных координатах (r, θ, z) можно записать для однородной и изотропной среды, пренебрегая зависимостью от времени и координаты z, в виде

(2.32), (2.33)

 (2.34)

 (2.35)

, (2.36)(2.37)

Где n₁ -показатель преломления, E=(E_r, E_θ, E_z), H=(H_r, H_θ, H_z).

Найдем решения волнового уравнения, котоvрое можно записать в цилиндрических координатах в виде

 (2.38)

где (г, θ) -либо E_z, либо Н_z. Так как рассматривается структура с круговой симметрией, будем искать решения, периодические по координате θ, т. е. решения вида

 (=0,1,2,…..). (2.39)

Подставляя выражение (2.39) в уравнение (2.40), получаем скалярное волновое уравнение для волноводов круглого сечения

 (2.41)

Предполагая для каждой компоненты поля азимутальную периодичность вида (2.39), с помощью уравнений (2.32) - (2.37) поля можно записать через Е_z и Н_z:

 (2.42)

 (2.43)

 (2.44)

 (2.45)

где использованы обычные определения .

В общем случае продольные компоненты Е_z и Н_z можно найти, решив волновое уравнение (2.41). Это уравнение редставляет собой хорошо известное дифференциальное уравнение для функций Бесселя; известно также, что существуют два независимых решения, которые следует выбирать в соответствии с граничными условиями. Чтобы получить осциллирующее решение в области г ≤ α, не имеющее особенности при г = 0, следует выбрать функцию Бесселя J_v(ur/a). При определении постоянных распространения β, ν

следует учитывать поляризацию волны.[8]

Теперь установим связь между постоянными распространения моды (β, ν) и направлением траектории луча (γ,α). Так как зависимость поля моды от координаты z имеет вид ехр(iβz) и в лучевой модели направление луча образует угол γ с осью z (рис. 2.8), имеем

 (2.46)

Аналогично, поскольку направление луча образует угол α с тангенциальным направлением (рис. 2.9), азимутальную зависимость можно представить в виде exp[. Сравнивая это выражение с азимутальной периодичностью в волновой модели, записанной в виде (2.39), находим

. (2.47)

Используя соотношение, связывающее θ₁, α, и γ (рис. 2.8) получаем

 (2.48)

Физический смысл соотношений (2.46) - (2.47) можно понять на основе модели локальных плоских волн; на рис. 2.8показано разложение волнового вектора  на декартовы компоненты в точке r = α. Отметим, что такую интерпретацию можно получить из решения волнового уравнения  методом ВКБ, применив его в точке r = α.

Рис. 2.8. Разложение волнового вектора  в приближении локальных плоских волн на радиальную, тангенциальную и продольную компоненты при r = α.

2.3 Анализ методов решения проблем измерений температуры в скважине

Для анализа научных методов и устройств измерения температуры (термометрии) в скважине был произведён патентный поиск на интернет портале www1.fips.ru. Поиск по ключевым словам «измерение температуры в скважине» выявил наличие десяти патентов на различные способы и устройства по измерению температуры в скважине общим охватом по времени от 1991 до 2015 год. Поиск по ключевым словам «термометрия в скважине» выявил наличие двух патентов от 2002 и 2016 годов. Поиск по ключевым словам «оптоволокно, температура, волновод, скважина» как в отдельности, так и в комбинациях слов, не выявил каких-либо зарегистрированных разработок.

Приведём краткое описание каждого из указанных 12 патентов.

1. Патент под номером 2087703 от 20.08.1997 года. Автор: Кузнецов А.И. Патентообладатель: научно-техническое общество с ограниченной ответственностью «Волго-уральский геоэлектрический центр». [4]Сущность изобретения: способ измерения температуры в скважине содержит создание теплового потока и определение температуры по меньшей мере в одном пункте, расположенном по вертикали на расстоянии выше и/или ниже от пункта создания теплового потока по расплавлению плавких материалов с различной температурой плавления, размещенных с возможностью самопроизвольного удаления при расплавлении. Часть плавкого материала размещают в контакте со средой, температуру которой измеряют, а часть - вне контакта. Часть плавкого материала, размещенного вне контакта со средой механически закрепляют. Температуру в пункте создания теплового потока принимают соответствующей техническим условиям на сжигаемый материал. В изобретении решается задача повышения точности и надежности измерения высоких температур в скважине. Задача решается тем, что в способе измерения температуры в скважине, включающем создание в скважине теплового потока и определение температуры по меньшей мере в одном пункте, расположенном на расстоянии по вертикали выше и/или ниже от пункта создания теплового потока, по расплавлению плавких материалов с различной температурой плавления размещенных с возможностью самопроизвольного удаления при расплавлении, согласно изобретению часть плавкого материала размещают в контакте со средой, температуру которой измеряют, а часть вне контакта с последней, при этом часть плавкого материала, размещенного вне контакта со средой, температуру которой измеряют, механически закрепляют, а температуру в пункте создания еплового потока принимают соответствующей техническим условиям на сжигаемый материал.

2. Патент под номером 1663452 от 15.07.1991 года. Авторы: Беляков О.С., Сальман А.Г. Реферат. Изобретение относится к устройствам для измерения неэлектрических величин, в частности температуры в скважине, путём преобразования измеряемой величины в длительность импульса и позволяет производить непрерывное эталонирование в процессе измерения. Это повышает точность и достоверность измерения температуры в скважине. Формула изобретения.Устройство для измерения температуры в скважине, содержащее RC- генератор с включённым в частотно-задающую цепь и последовательно соединёнными терморезистором и эталонным резистором, подключённый к регистратору, отличающееся тем, что с целью повышения точности измерения в него введён диод, подключённый параллельно термомрезистору, а регистратор выполнен в виде селектора импульсов, двух измерителей длительности импульсов и последовательно соединённых сумматора, перемножителя и индикатора, при этом выходы селектора импульсов через соответствующие измерители длительности импульсов подключены к соответствующим входам сумматора.3. Патент под номером 2096609 от 20.11.1997 года. Авторы: Коловертнов Г.Ю., Краснов А.Н., Коловертнов Ю.Д., Дамрин Е.С., Фёдоров В.Н. Патентообладатель: Уфимский государственный нефтяной технический университет. Реферат: Использование: для измерения геофизических параметров в скважине в нефтяной и других отраслях промышленности. Сущность изобретения: способ дистанционного измерения давления и температуры в скважине и устройство для его осуществления содержат подачу тока от двухполярного источника на двуплечий - тензомостовой датчик и измерение напряжений, по которым определяют температуру и давление с помощью математических выражений с учетом коэффициентов пропорциональности этих параметров. Выводы источника тока соединены трехпроводной линией связи с тремя входами аналого-цифрового преобразователя, выход которого подключен к микропроцессорному блоку. При подаче положительного импульса тока измеряется напряжение между первым (верхним) проводом линии связи, питающим плечо тензомостового датчика, и средним потенциальным и между третьим (нижним) проводом линии связи и потенциальным средним, а при подаче отрицательного импульса на плечо тензомоста измеряется напряжение между потенциальным третьим или нижним проводом и питающим средним. Формула изобретения. 1. Способ измерения давления и температуры в скважине одним датчиком, включающий подачу тока на датчик и измерение напряжений, по которым определяют значения измеряемых параметров, отличающийся тем, что при подаче положительного импульса тока измеряют напряжение между одним, питающим двуплечий тензомостовой датчик, проводом (верхним) и потенциальным (средним) U₁ и между другим, питающим двуплечий тензомостовой датчик, проводом (нижним) и потенциальным (средним) U₂, а при подаче отрицательного импульса тока на плечо тензомоста измеряют напряжение между потенциальным (нижним) и питающим проводом (средним). 2. Устройство для измерения давления и температуры в скважине одним датчиком, содержащее тензопреобразователь давления, линию связи, источник тока, отличающееся тем, что выводы источника тока соединены с тремя входами многоканального аналого-цифрового преобразователя, причем первый вывод источника тока соединен непосредственно с первым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя, а через первый провод линии связи с первым плечом двуплечего тензомоста, а второй вывод источника тока одним концом соединен через "плюс" первого диода с вторым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через третий провод линии связи с другим плечом двуплечего тензомоста, а другим концом через "минус" второго диода с третьим входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через второй провод линии связи с общей точкой плеч двуплечего тензомоста, выход многоканального аналого-цифрового преобразователя подключен к микропроцессорному блоку.4. Патент под номером 2538014 от 10.01.2015 года. Авторы: Есауленко В.Н., Обухов А.С., Шевченко М.А., Шкодин В.С.. Патентообладатель: ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет». Реферат: Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам для измерения температуры бурового раствора в процессе бурения. Техническим результатом является повышение надежности устройства и усовершенствование его конструкции. Устройство содержит механическую колебательную систему с укрепленными на ней постоянными магнитами и преобразователь механических колебаний в электрические. Механическая колебательная система выполнена в виде цилиндрической биметаллической спирали, один конец которой жестко закреплен, а второй - свободен, а преобразователь механических колебаний в электрические выполнен в виде системы взаимодействующих электромагнитных полей постоянных магнитов, жестко закрепленных на цилиндрической биметаллической спирали, и катушек привода и съема колебаний, обеспечивающих поперечные колебания цилиндрической биметаллической спирали.Формула изобретения. Устройство для измерения температуры в скважине, содержащее механическую колебательную систему с укрепленными на ней постоянными магнитами и преобразователь механических колебаний в электрические, отличающееся тем, что механическая колебательная система выполнена в виде цилиндрической биметаллической спирали, один конец которой жестко закреплен, а второй - свободен, а преобразователь механических колебаний в электрические выполнен в виде системы взаимодействующих электромагнитных полей постоянных магнитов, жестко закрепленных на цилиндрической биметаллической спирали, и катушек привода и съема колебаний, обеспечивающих поперечне колебания цилиндрической биметаллической спирали.

5. Патент под номером 2381361 от 10.02.2010 года. Авторы: Есауленко В.Н., Есауленко Н.В., Некульшин И.В. Патентообладатель: ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет». Реферат. Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и в частности к геофизическим исследованиям, и предназначено для измерения температуры в скважинах в процессе бурения. Устройство для измерения температуры в скважине содержит корпус, струйный генератор с системой сопел, поверхность, панель, коммутационные каналы, приемную емкость, источник энергии, управляемый дроссель, сильфон и управляющий шток гидроусилителя, связанного с каналом связи. Источник энергии выполнен в виде баллона со сжатым газом. Приемное сопло струйного генератора установлено в панели с зазором, выполнено гибким и снабжено жестко закрепленной на нем биметаллической пластиной. Один конец биметаллической пластины жестко закреплен в панели, а другой свободен и способен перемещаться. Техническим результатом решения задачи является повышение точности и надежности измерения температуры в скважине в процессе бурения. Формула изобретения. Устройство для измерения температуры в скважине, содержащее корпус, струйный генератор с системой сопел, поверхность, панель, коммутационные каналы, приемную емкость, источник энергии в виде баллона со сжатым газом, управляемый дроссель, сильфон и управляющий шток гидроусилителя, связанного с каналом связи, отличающееся тем, что приемное сопло струйного генератора установлено в панели с зазором, выполнено гибким и снабжено жестко закрепленной на нем биметаллической пластиной, один конец которой жестко закреплен в панели, а другой свободен и способен перемещаться.

. Патент под номером 2151285 от 20.06.2000 года. Авторы: Будников В.Ф., Агеев Ю.М. Патентообладатель: предприятие «Кубаньгазпром». Реферат: Изобретение относится к измерительной технике и может быть спользовано в телеметрии при изменяющемся сопротивлении электросвязи. Задачей изобретения является упрощение измерительной схемы и повышение точности измерения температуры. Для этого устройство содержит источник импульсов тока, одножильный кабель, стабилитрон, термостабильный резистор и датчик температуры. Причем в качестве датчика температуры используется микросхемный датчик температуры, а источник импульсов тока выполнен в виде формирователя чередующихся однополярных двух импульсов тока с фиксированными амплитудами. Амплитуда первого импульса тока равна или близка по величине минимальному рабочему току стабилитрона, амплитудa второго - минимальному рабочему току микросхемного датчика температуры. Микросхемный датчик температуры соединен первым выводом с одноименным первым выводом стабилитрона, а вторым выводом - с первым выводом термостабильного резистора. Другой вывод резистора соединен со вторым одноименным выводом стабилитрона. Формула изобретения. 1. Устройство для измерения температуры в скважине, содержащее источник импульсов тока, к которому посредством линии связи подключены выводы стабилитрона, датчика температуры и термостабильного резистора, отличающееся тем, что оно снабжено вольтметром с высокоомным входом, линия связи выполнена двухпроводной, в качестве датчика температуры используется микросхемный датчик, а источник импульсов тока выполнен в виде формирователя чередующихся однополярных импульсов тока с фиксированными амплитудами, причем микросхемный датчик температуры соединен первым выводом с одноименным первым выводом стабилитрона, а вторым выводом - с первым выводом термостабильного резистора, другой вывод которого соединен с вторым одноименным выводом стабилитрона.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что источник импульсов тока формирует два однополярных импульса тока, амплитуда первого из которых равна или близка по величине минимальному рабочему току стабилитрона, а амплитуда второго - минимальному рабочему току микросхемного датчика температуры.3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что источник импульсов тока формирует три однополярных импульса тока, амплитуда первого из которых равна или близка по величине минимальному рабочему тока стабилитрона, второго - максимальному рабочему тока стабилитрона, третьего - минимальному рабочему току микросхемного датчика температуры.4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что источник импульсов тока формирует три однополярных импульса тока, амплитуда первого из которых равна или близка по величине минимальному рабочему току стабилитрона, второго - минимальному рабочему току микросхемного датчика температуры, третьего - максимальному рабочему току микросхемного датчика температуры.

7. Патент под номером 2149993 от 27.05.2000 года. Авторы:Коловертнов Ю.Д., Ишинбаев Н.А., Загитов М.Ф. и др. Патентообладатель: Уфимский государственный технический университет, производственное объединение «Уренгойгазпром». Реферат: Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения геофизических параметров в скважине. Изобретение решает задачу расширения функциональных возможностей устройства. Для этого устройство содержит двуплечий преобразователь давления с тензорезисторами, линию связи, источник тока, многокаальный аналого-цифровой преобразователь, подключенный к микропроцессорному блоку. Причем первый вывод источника тока соединен непосредственно с первым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя, а через первый провод линии связи - с первым плечом двуплечего тензомоста, а второй вывод источника тока одним концом соединен через токоограничивающий резистор и "плюс" первого диода со вторым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через второй провод линии связи - с общей точкой плеч двуплечего тензомоста, а другим концом через "минус" второго диода - с третьим входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через третий провод линии связи - со вторым плечом двуплечего тензомоста. Дополнительно устройство снабжено малоинерционным терморезистором, включенным параллельно с дросселем и подключенным одним выводом к четвертому проводу линии связи (броне геофизического кабеля), а другим выводом к общей точке плеч двуплечего тензомоста. К первому выводу источника тока подключен двухпозиционный ключ, соединяющий в положении 1 источник тока через первый провод линии связи с первым плечом двуплечего тензомоста, а в положении 2 - источник тока через четвертый провод линии связи (броню геофизического кабеля) с выводом малоинерционнного терморезистора. Формула изобретения. Устройство для измерения давления и температуры в скважине, содержащее преобразователь давления, четырехпроводную линию связи, источник тока, многоканальный аналого-цифровой преобразователь, подключенный к микропроцессорному блоку, причем первый вывод источника тока соединен непосредственно с первым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя, а через первый провод линии связи - с первым плечом двуплечего тензомоста, а второй вывод источника тока одним концом соединен через "плюс" первого диода совторым входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через второй провод линии связи - с общей точкой плеч двуплечего тензомоста, а другим концом через "минус" второго диода - с третьим входом многоканального аналого-цифрового преобразователя и через третий провод инии связи - со вторым плечом двуплечего тензомоста, отличающееся тем, что оно снабжено малоинерционным терморезистором, включенным параллельно с дросселем и подключенным одним выводом к четвертому проводу линиисвязи, а другим выводом к общей точке плеч двуплечего тензомоста, а к первому выводу источника тока подключен двухпозиционный ключ, соединяющий в положении 1 источник тока через первый провод линии связи с первым плечом двуплечего тензомоста, а в положении 2 - источник тока через четвертый провод линии связи с выводом малоинерционного терморезистора, для компенсации сопротивления плеча тензомостового датчика при смене направления тока в цепь первого диода последовательно включен токоограничающий резистор.

8. Патент под номером 2118802 от 10.09.1998 года. Авторы: Коловертнов Ю.Д., Дамрин Е.С., Коловертнов Г.Ю. и др. Патентнообладатель: Уфимский государственный нефтяной технический университет. Реферат: Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения геофизических параметров в скважине, преобразуемых в изменение активного сопротивления резистивного датчика с использованием четырехпроводной линии связи. Способ дистанционного измерения давления и температуры в скважине одним датчиком включает подачу тока на диагональ питания тензомоста и измерение напряжения на измерительной диагонали. При смене направления тока питания тензомоста совмещают питающую и измерительную диагонали. Измеряют второе напряжение. Значение давления и температуры определяют расчетным путем. Устройство для дистанционного измерения давления и температуры в скважине одним датчиком содержит тензомост, четырехпроводную линию связи, источник тока, измерительно-вычислительное устройство. Источник тока выполнен двухполярным. Введены две развязывающие диодные цепочки. Диодные цепочки подключены одними выводами к источнику тока, а другими выводами - параллельно тензорезисторам. Тензористоры включены в противоположные плечи тензомоста. Измерительно-вычислительное устройство подключено к измерительной диагонали тензомоста. Достигается повышение точности измерения и упрощение устройства благодаря исключению нелинейных ключевых элементов из измерительной цепи и устранению внесения сопротивления проводов линий связи. Формула изобретения. 1. Способ дистанционного измерения давления и температуры в скважине одним датчиком, включающий подачу тока на диагональ питания тензомоста и измерение напряжения на измерительной диагонали тензомоста U₁, отличающийся тем, что при смене направления тока питания тензомоста совмещают питающую и измерительную диагонали и измеряют напряжение U₂, а значение давления и температуры определяют из соотношений. 2.Устройство для дистанционного измерения давления и температуры в скважине одним датчиком, содержащее тензопреобразователь давления (тензомост), четырехпроводную линию связи, источник тока, измерительно-вычислительное устройство, отличающееся тем, что источник тока выолнен двухполярным, введены две развязывающие диодные цепочки, каждая из которых подключена одними выводами к упомянутому источнику тока, а другими двумя выводами - параллельно тензорезисторам, включенным в противоположные плечи тензомоста, измерительно-вычислительное устройство подключено к измерительной диагонали тензомоста.

9. Патент под номером 2326239 от 10.06.2008 года. Авторы: Фёдоров Л. Н., Ермаков С.А., Ващенко Д.С. и др. Патентообладатель: Институт горного дела Севера им. Н.В. Черского СО РАН. Реферат: Изобретение относится к горному делу, а именно к буровой технике, и предназначено для исследования оптимальных параметров режима бурения по критерию нагрева зоны контакта инструмента с породой. Техническим результатом изобретения является установление оптимальных параметров режима бурения по температуре зоны контакта инструмента с породой на стенде. Для этого образец породы вращают при неподвижном инструменте. ИК-излучение направляют к приемнику с помощью световода, который размещают в продольном пазу инструмента и соединяют с приемником ИК-излучений. Затем его преобразуют в аналоговый сигнал, усиливают и подают на регистрирующее устройство. Кроме того, из внутренней полости инструмента подают холодную воду в продольный канал, для уменьшения помех от дополнительного ИК-излучения нагретых стенок световода путем его охлаждения. При этом рабочий торец световода изолируют от полости канала с водой герметизатором. Формула изобретения. Бесконтактный способ измерения температуры контакта породоразрушающего инструмента с забоем скважины при экспериментальном бурении, включающий прием, преобразование ИК-излучения зоны контакта инструмента с породой в аналоговый электрический сигнал, его усиление и регистрацию устройством, состоящим из приемника ИК-излучений, аналого-цифрового преобразователя и прибора регистрации, отличающийся тем, что ИК-излучение от зоны контакта инструмента с породой передают приемнику с помощью световода, который монтируют в продольном цилиндрическомканале инструмента, а образец породы вращают при неподвижном инструменте, при этом в продольный канал инструмента из его внутренней полости для охлаждения световода подают холодную воду, а призабойную зону распространения ИК-излучения изолируют от полости канала с водой.10. Патент под номером 2326240 от 10.06.2008 года. Авторы: Фёдоров Л.Н., Ермаков С.А. Ващенко Д.С. и др. Патентообладатель: Институт горного дела Севера им. Н.В. Черского СО РАН. Реферат:Изобретение относится к горному делу, а именно к буровой технике, и предназначено для исследования оптимальных параметров режима бурения по критерию нагрева зоны контакта инструмента с породой. Техническим результатом изобретения является установление оптимальных параметров режима бурения по температуре зоны контакта инструмента с породой на стенде. Для этого устройство включает установленный на валу бурового станка кернодержатель с образцом породы в виде керна, термофрикционный инструмент, световод, размещенный в продольном канале корпуса инструмента с выходом на торец фрикционного элемента инструмента и последовательно соединенный с приемником-усилителем и прибором регистрации, колонковую трубу с патрубком для подвода воды, защитный кожух от брызг и водосборник со сливом воды. В корпусе термофрикционного инструмента выполнен продольный канал, сообщающийся с внутренней и наружной полостями инструмента. Это позволяет охлаждать световод поступающей в колонковую трубу холодной водой, что уменьшает дополнительное ПК-излучение, служащее помехой основному сигналу. Формула изобретения. 1. Устройство для бесконтактного измерения температуры контакта породоразрушающего инструмента с забоем скважины, включающее приемник-усилитель инфракрасных излучений и прибор регистрации, отличающееся тем, что оно снабжено оптоволоконным световодом, последовательно соединенным с приемником-усилителем и прибором регистрации и размещенным в продольном канале инструмента с выходом на зону контакта фрикционного элемента коронки с породой, при этом инструмент установлен неподвижно, а образец породы с возможностью вращения.2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в корпусе инструмента цилиндрический канал выполнен сообщающимся с внутренней и наружной полостями инструмента, при этом зона распространения ИК-излучения загерметизирована от полости канала с водой.11. Патент под номером 2585301 от 27.05.2016 года. Авторы: Шарафутдинов Р. Ф., Валиуллин Р. А., Рамазанов А. Ш. и др. Патентообладатель: ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет». Реферат: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонногоперетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонногоперетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонногоперетока судят по повышенному темпу изменения температуры. Формула изобретения. Способ определения интервалов заколонногоперетока жидкости в скважинах, перекрытых насосно-компрессорными трубами, включающий регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом, отличающийся тем, что опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени не менеи не более

,гдеb - доля мощности индуктора, превращаемая в тепло в обсадной колонне; Q- мощность индуктора, Вт; ΔT- приращение температуры в колонне, К;α- коэффициент теплопередачи от колонны к жидкости, 1/сек; С- теплоемкость жидкости, дж/кг*К;r - плотность жидкости, кг/м³; q- дебит скважины, м³/сек; l- расстояние от индуктора до кровли пласта, м; R- радиус колонны, м,и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонногоперетока судят по повышенному темпу изменения температуры

12. Патент под номером 2194160 от 10.12.2002 года. Авторы: Валиуллин Р. А., Шарафутдинов Р. Ф., Рамазанов А. Ш. и др. Патентообладатель: «Башкирский государственный университет», ООО Научно-производственная фирма «ГеоТЭК». Реферат: Изобретение относится к геофизическим исследованиям действующих скважин и может быть использовано при определении интервалов заколонного движения жидкости. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности и однозначности определения движения флюида в скважине и заколонном пространстве. Для этого проводят серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины. Регистрируют термограммы до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры. По второму варианту изобретения регистрацию изменения температуры проводят в течение времени на определенной лубине исследуемого интервала после кратковременного локального нагрева обсадной колонны на некотором удалении по глубине от датчика температуры. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры.

Формула изобретения. 1. Способ активной термометрии действующих скважин, включающий проведение серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины и определение характера движения флюида по темпу изменения температуры, отличающийся тем, что регистрацию термограмм проводят до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида и о характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры. 2.Способ активной термометрии действующих скважин, включающий проведение серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины и определение характера движения флюида по темпу изменения температуры, отличающийся тем, что регистрацию изменения температуры проводят в течение времени после кратковременного локального нагрева обсадной колонны на некотором удалении по глубине от датчика температуры и о характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры.[4]

.4 Методика решения задач измерения температуры в скважине

Первоначально оптическое волокно в нефтяной отрасли использовалось для передачи данных и команд, но впоследствии стало применяться и как скважинный датчик. В 1980-е гг. был разработан способ замера температуры по всей длине оптического волокна, и к началу 1990-х гг. эту технологию включили в некоторые типы систем закачивания нефтяных и газовых скважин. Оборудование, используемое для волоконно-оптического распределенного измерения температуры, не содержит движущихся частей и скважинной электроники - для сбора данных в разных точках пространства применяют лазерный луч и непрерывное оптическое волокно.[9] Вместо точечных замеров температуры, редко и нерегулярно выполнявшихся каротажными приборами на кабеле, высокочувствительная волоконно-оптическая система распределенного измерения температуры регистрирует данные на каждом метре (3,3 фута) скважины через регулярные промежутки времени. Такая равномерная выборка позволяет системе распределенного измерения температуры определять время и положение точек температурных изменений по мере возникновенияэтих изменений, что способствует лучшему пониманию процессов в данной скважине.[8]

Система мониторинга состоит из кабель датчика, точечного датчика температуры и давления, наземного регистратора распределенной температуры, наземного регистратора температуры и давления в точке, коммуникационного контроллера и программного обеспечения.

Кабель датчик, предназначен для построения гибридных измерительных систем и позволяет проводить измерения распределенной температуры, акустических колебаний и подключать к нему точечные датчики температуры и давления, размеры и конструкция датчика приведены в таблице 2.

Таблица 2 Конструкция кабель датчика.

Точечный датчик температуры и давления переназначен для непрерывного измерения температуры и давления в точке расположения датчика.

В качестве наземного оборудования для регистрации точечной температуры и давления, применяется регистратор давления и температуры Геоптикс. При отсутствии связи, регистратор позволяет накапливать значения температуры и давления в течение 12 месяцев. При восстановлении связи информация передается на сервера.

В качестве наземной аппаратуры для регистрации распределенной температуры применяется регистратор распределенной температуры производства ЗАО Геоптикс,

Регистратор распределённой температуры позволяет измерять температуру вдоль оптического волокна расположенного в кабель датчике с интервалами от 1 до 120 минут, и с пространственным разрешением от 25 о 200 сантиметров. Это позволяет каждый раз, при проведении исследований выбрать оптимальное время усреднения и оптимальное разрешение от которого зависит чувствительность и воспроизводимость измерений.

Например, при времени измерения 1 минута, воспроизводимость будет примерно 0,5 градуса.. При этом чувствительность зависит от зависит от типа волокна и его длины.

По сути чувствительность - это способность фиксировать изменение температуры по времени или на соседнем участке на заданную величину.Также чувствительность (воспроизводимость) падает с уменьшением интервала, на котором измеряется температура.

Согласно схеме, представленной на рисунке 2.15, регистрация температуры по стволу скважины осуществляется средствами оптоволоконной системы измерения распределенной температуры, основным элементом которой является закрепленный на внешнем диаметре оптоволоконный кабель-датчик.

Рис. 2.14Общая схема подземного и наземного оборудования

Рис.2.15. Общая принципиальная схема системы волоконно-оптического непрерывного мониторинга распределенной температуры и непрерывного мониторинга забойного давления скважины.

В качестве чувствительного элемента применено оптическое волокно. Регистрация данных термометрии в градусах Цельсия осуществляется ежеминутно по все длине кабеля, и в дальнейшем усредняется для повышения точности и с интервалом от 5 до 60 минут. В зависимости от проводимого исследования. Регистратор позволяет измерять температуру с шагом от 25 до 200 сантиметров. Шаг регистрации температуры можно менять. Исследования проводились в основном шагом регистрации температуры 25 и 50 сантиметров.егистрация забойного давления осуществляется датчиком давления, установленным в мандрели под погружным насосомна глубине. Шаг регистрации забойного давления в МПа по времени 1 секунда - усреднение от 12 секунд до 10 минут.[10]

е показания датчиков сохраняются в блок регистрации, расположенный в всепогодном шкафу на поверхности.и средствами спутниковой связи передаются на удаленный сервер. Доступ к информации стороннего пользователя осуществляется через программное обеспечение.

Интерпретационным критерием была выбрана тепловая инерция подземного оборудования и различная теплоемкость воды, газа и воды насыщенной газом и процессы теплопереноса этим вызванные. Это позволило оценивать динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве, регистрируя температурные аномалии вызванные процессом теплообмена между жидкостью в НКТ, металлом НКТ и жидкостью и газом межтрубного пространства. На (рис. 2.19) можно увидеть как изменяющийся динамический уровень формирует соответствующую температурную аномалию.

Рис.2.19По характеру термограммы можно определить динамический уровень при условии если в НКТ движется поток жидкости.

Характерные особенности температурного поля в стволе скважины, регистрируемые ОВС.

Анализ поля температуры, регистрируемой ОВС в скважине, позволяет выделить следующие характерные особенности, отраженные ниже.[9]

При работающем насосе поле температуры в стволе скважины формируется следующими процессами:

потока газа, поступающего из перфорированных интервалов с выходом на устье по межтрубному пространству;

потока воды, поступающей из перфорированных интервалов и стекающей по межтрубному пространству на забой;

поток воды, поднимаемый внутри НКТ работой насоса;

тепловыделение внутри насоса и за счет трения штанг о стенки НКТ.

Учитывая наличие встречных потоков воды и неконтролируемых процессов тепловыделения, связанных с работой насосного оборудования, корректный анализ поля температуры в таком режиме не выполним. В связи с этим, данный режим работы скважины в дальнейшем не используется.

Поле потока жидкости после прекращения работы насоса состоит из полей формируемых:

потоком газа, поступающего из перфорированных интервалов с выходом на устье по межтрубному пространству;

потоком воды, поступающей из перфорированных интервалов и стекающей по межтрубному пространству на забой.

Отключение глубинно-насосного оборудования исключает дополнительные мешающие температурные эффекты в стволе скважины. В этом случае поле температуры формируется только за счет встречных потоков воды и газа с учетом термодинамических процессов идущих в пласте и внутрискважинном пространстве.[12]

В данном предположении, учитывая наклон скважины, поток воды движется в виде отдельных капель или тонкой струйки по нижней образующей эксплуатационной колонны, практически не взаимодействуя с ОВС, фиксируемой на колонне НКТ. Таким образом, поле температуры, регистрируемое ОВС, формируется преимущественно за счет потока газа, при условии, что дебит воды мал, что соответствует реальной ситуации на скважине.

Учитывая сказанное, дальнейший анализ исходных материалов проводился в предположении, что температурный вклад от потока воды мал, и не вносит существенных искажений в температурное поле газового потока.

А                                                      Б

Рис. 2.20 Потоки в стволе скважины при различных режимах.

А - режим работы винтового насоса,

Б - режим остановки

Рис.2.21Расположение термодатчика на основе ОВС относительно потоков води и газа внутри ствола скважины с учетом гравитационного расслоения потоков и преимущественной ориентации колонны НКТ

2.5 Описание и анализ результатов по измерению температуры в скважинах

Скважина Нарыкско-Осташкинского месторождения имеет 11интервалов перфорации и оборудована винтовым насосом для откачки жидкости через НКТ. Их расположение и основные характеристики отражены в таблице.

Для оценки интенсивности поступления флюида из перфорированных угольных пластов по кривым термометрии использованы показания температур против кровли и подошвы каждого пласта, дебет вычислен по абсолютной величине перепада температуры между ними. Затем определена процентная составляющая перепада температуры против каждого пласта от суммы всех перепадов температуры, приходящихся на все пласты. При этом сделано два существенных допущения:

температурное поле обладает свойством аддитивности;

перепад давления (депрессия) на каждый угольный пласт одинакова.

Очевидно, что оба допущения не соответствуют действительности, поэтому процентное участие каждого из пластов в общем дебите скважины названо вероятным.

В период наблюдений из скважины сначала откачивалась жидкость, затем скважина жидкостью заполнялась, давление в скважине.

Рис. 2.22Забойное давление с февраля по сентябрь.

Для примера рассмотрим Пласт 1 и 2.

Пласт 1 работает газом, при увеличении депрессии возникает явная положительная термоаномалия, вызванная, скорее всего вытеснением жидкости из пласта, при максимальной депрессии скважина пласт начинает работать газом более интенсивно. Внося существенный вклад в общий дебит.

Рис.2.23 Пласт1 на различных режимах.

Рис.2.24 Увеличение притока газа с увеличением депрессии.

На рисунке 2.24 хорошо видно, что сначала с увеличением депрессии часть пласта работает водой, но при максимальной депрессии доля газа уже весьма велика. Работа газом прекращается только при сильном затоплении кривые.

Пласт 2.

Рис. 2.25 Термограммы пласта 2 на различных режимах работы.

Против данного интервала наблюдается устойчивая отрицательная термоаномалия, соответствующая поступлению из пласта газа.при увеличении депрессии наблюдается постепенное закономерное увеличение отрицательно аномалии Рис. 2.25.

Рис.2.26Увеличение отрицательно термоаномалии при увеличении депрессии, пласт 2.

Следует также отметить что термоаномалия вызванная вытеканием газа прослеживается главным образом напротив нижней части пласта рис.(2.26).

Рис. 2.27 отрицательная термоаномалияпаста 2

В момент затопления пласта 2, о чем свидетельствуют резкое снижение общего суточного дебита. (Рис.2.27)а так же явное уменьшение амплитуды термоаномалий за данный промежуток времени.мы наблюдаем полное отключение пласта 2 (рис 2.28).

Рис. 2.28Снижение дебита в пласте 2 в процессе затопления до момента отключения.

Рис.2.29 затухание отрицательной термоаномалии пласта 2 при затоплении скважины.

Выводы

Полученные при выполнении исследовательской части дипломной работы результаты позволили сделать следующие выводы.

1. Анализ патентного поиска по ключевым словам «измерение температуры в скважине» выявил наличие десяти патентов на различные способы и устройства по измерению температуры в скважине общим охватом по времени от 1991 до 2015 год. Поиск по ключевым словам «термометрия в скважине» выявил наличие двух патентов от 2002 и 2016 годов. Поиск по ключевым словам «оптоволокно, температура, волновод, скважина» как в отдельности, так и в комбинациях слов, не выявил каких-либо зарегистрированных разработок.

. Применяемое оборудование показало себя работоспособным, показывающим стабильную работу и хорошим метрологические характеристики.

Изучили применение эффекта Рамана в оптоволоконных сетях.

Измерение температуры позволяет дистанционно диагностировать процесс затопления или осушение пластов.

Точность и чувствительность датчика давления, позволяет не только оценивать плотность жидкости в скважине, но и наблюдать самопроизвольные поглощения воды при ее заполнении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В исследовательской части дипломной работы обосновали выбор оборудования волоконно-оптической системы непрерывного мониторинга распределенной температуры.

Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему.

Применяемое оборудование показало свою высокую надежность и способность работать в тяжелых погодных условиях.

Оборудование системами непрерывного мониторинга с программным обеспечением наибольшего числа скважин на месторождениях метана угольного пласта в Кузбассе позволяет проводить разработку месторождений наиболее эффективно.

Непрерывный волоконно-оптический мониторинг, это тот инструмент, который при массовом использовании позволит управлять разработкой месторождений на новом качественном уровне, добиваясь большей эффективности и увеличения коэффициента извлечения углеводородного сырья.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Балакирев, Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов / Ю.А. Балакиев. - Баку:Азернешр, 1965. - 200с.

. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. - М: Недра, 1972. - 88с.

. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебник для вузов / В.С. Бойко. - М: Недра, 1990. - 427с.

.Патент РФ на изобретение № 2087703 от 20.08.1997 года. Автор: Кузнецов А.И. Патентообладатель: научно-техническое общество с ограниченной ответственностью «Волго-уральский геоэлектрический центр».

. Листвин, А.В. Оптические волокна для линий связи/ А.В. Листвин, В.Н Листвин, Д.В. Швырков - М: ЛЕСА Рарт, 2003. - 288с.

. Адамс М. Введение в теорию оптических волноводов/ С.Г. Кривошлыкова, В.А. Черных - Пер. с англ. - М.:Мир, 1984. - 512с.

. Унгер Х.Гинагнетательных. Планарные и волоконные оптические волноводы/ В.С. Соболев, Т.А. Богданова, Н.И. Баранова - Пер. на русский - М.:Мир,1980. - 646с.

. Ефимов И.Е., Шермина Г.А Волноводные линии передач/ И.Е. Ефимов, Г.А. Шермина - М: Связь, 1979.-232с.

. Исаев В.А. Оптоволоконные технологии для «интелектуальных» скважин и геофизических исследований нефтяных, газовых и нагнетательных скважин/ В.А. Исаев - ООО НПО «ГИРСОВТ»: М, 2012-6с.

. Браун Д. Волоконно- оптическое распределенное измерение температуры в скважине/Д.Браун - Пер. с англ.- Нефтегазовое обозрение, 2009-20с.