Применение методов ГИС при контроле за разработкой месторождений нефти и газа

Цифровая трансформация становится движущей силой радикальных изменений в мире вокруг нас. Связь показала потенциал для расширения возможностей миллионов людей, предоставляя предприятиям беспрецедентные возможности для создания стоимости и захватить.
После промышленной революции нефтегазовая отрасль играет ключевую роль в экономическое преобразование мира, подпитывающее потребность в тепле, свете и мобильности населения мира. Сегодня нефтегазовая отрасль имеет возможность переопределить его границы с помощью оцифровки. После периода падения цен на нефть и частые перерасходы бюджета и графика, а также повышенные требования ответственность за изменение климата и трудности в привлечении нефтегазовой промышленности может предоставить практические решения. Цифровизация может выступать в качестве инструмента для решить эти проблемы и обеспечить ценность для всех заинтересованных сторон. Хотя цифровизация может стать источником позитивных изменений, существует ряд проблемы, которые необходимо преодолеть, чтобы полностью реализовать свой потенциал для бизнеса и общество. В некоторых случаях выгоды от цифровизации были несправедливыми с выгоды не доходят до тех, кто в этом больше всего нуждается. В то же время экспоненциальное увеличение глобальных информационных потоков создало новые риски в отношении конфиденциальности данных и безопасность и предприятия разных секторов сталкиваются с проблемами, связанными с изменение ожиданий клиентов, культурные преобразования, устаревшее регулирование и нехватка навыков - чтобы назвать несколько.
Важную роль в экономике страны играет нефтяная промышленность. Она обеспечивает большинство отраслей народного хозяйства необходимым сырьем, продуктами нефтепереработки. 
Современный уровень развития науки и техники позволяет получать из нефти различные продукты и изделия: топливо (бензин, дизель), топливный мазут, каучук, синтетические волокна, технический спирт, растворители, медицинские препараты и тому подобное. Именно в этом народнохозяйственное значение нефтяной промышленности.
Нефтяная промышленность охватывает нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую отрасли, которые возникли еще в ХІХ веке. Нефтедобывающая промышленность объединяет предприятия по разведке и добыче нефти и попутного нефтяного газа, хранения и транспортировки нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность - отрасль обрабатывающей промышленности, производящая из сырой нефти нефтепродукты, которые используются как топливо, смазочные и электроизоляционные материалы, растворители, дорожное покрытие и нефтехимическое сырье.
Важную роль в экономике страны играет нефтяная промышленность. Она обеспечивает большинство отраслей народного хозяйства необходимым сырьем, продуктами нефтепереработки. Современный уровень развития науки и техники позволяет получать из нефти различные продукты и изделия: топливо (бензин, дизель), топливный мазут, каучук, синтетические волокна, технический спирт, растворители, медицинские препараты и тому подобное. Именно в этом народнохозяйственное значение нефтяной промышленности.
Нефтяная промышленность охватывает нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую отрасли, которые возникли еще в ХІХ веке. Нефтедобывающая промышленность объединяет предприятия по разведке и добыче нефти и попутного нефтяного газа, хранения и транспортировки нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность - отрасль обрабатывающей промышленности, производящая из сырой нефти нефтепродукты, которые используются как топливо, смазочные и электроизоляционные материалы, растворители, дорожное покрытие и нефтехимическое сырье.
Целью данной работы является рассмотрение и изучение современного состояния нефтегазовой промышленности, а также все возможные способы применения методов ГИС при контроле за разработкой месторождений нефти и газа.
В соответствии с поставленной целью в работе предполагается решить следующие задачи:
- рассмотреть современное состояние нефти и газовой промышленности;
- проанализировать проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса России.
- определение все возможные способы применения методов ГИС при контроле за разработкой месторождений нефти и газа.
Предмет исследования – методы ГИС.
Объект исследования – нефтяная и газовая отрасль промышленности.
1. СОСТАВ И СТРУКТУРА НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
1.1 Нефтяная и газовая промышленности
Нефтегазовая промышленность является самой важной отраслью в мире. Именно она, наряду с угольной промышленностью, делает возможными все остальные отрасли промышленности. Огромное количество электроэнергии, необходимой для обеспечения функционирования современной медицинской, банковской, информационной, производственной и образовательной отраслей, не существовало бы без угля, природного газа и нефти. Современная сельскохозяйственная промышленность не существовала бы без удобрений, которые производятся из природного газа или дизельного топлива, которое управляет тракторами. Все пластмассы и искусственные волокна, из которых сделана ваша одежда, происходят из нефти и природного газа. Нефтяная промышленность появилась на сцене как раз вовремя, чтобы спасти китов от вымирания. Нефтяная и газовая промышленность отвечает за очистку рек и атмосферы Земли на протяжении последних 100 лет. Он несет ответственность за то, что за последние 100 лет миллиарды людей вышли из нищеты, и позволяет этой планете поддерживать более чем 7 миллиардов людей, которые живут на ней.Нефтегазовая отрасль является одной из самых конкурентоспособных отраслей в мире. Никто не способен манипулировать ценами на нефть или природный газ для получения максимальной прибыли. Есть слишком много игроков, которые конкурируют за рынок. Об этом свидетельствуют низкие цены на нефть в период с 2015 по 2016 год. ОПЕК, по договоренности с россиянами и некоторыми другими странами, смогла достаточно сильно сократить поставки нефти, подняв ее примерно на $15 за баррель, но это вызвало рост добычи в США и других регионах, поэтому цена, скорее всего, вернется вниз.
Цена на нефть сегодня примерно такая же, как и 40 лет назад, с поправкой на инфляцию. А природный газ значительно дешевле, чем 40 лет назад, с поправкой на инфляцию. Они являются лучшей стоимостью практически всего, что вы покупаете. Наше современное общество и комфортный образ жизни существуют благодаря нефтегазовой отрасли.Нефтяные компании не покупали электрические троллейбусы и не сбрасывали их. Они были заменены подземными путями, большинство из которых являются электрическими, потому что поддержание путей и электрических линий над землей было слишком дорогим и опасным.Я считаю, что без нефтегазовой промышленности жизнь была бы намного сложнее практически для всех на земле.
Поскольку 2018 год закончился, это время, когда он может быть проанализирован состояние как нефтегазового сектора, так и химического сектора. Нефтегазовый сектор восстановился, особенно нефтяные рынки, из глубин спада после 2014 года. С 2016 года цены на нефть восстановились с $ 40, достигнув $ 67 в сентябре 2018 года.
Восстановление произошло за счет нескольких факторов. Одним из них является успех соглашения о сдерживании добычи между ОПЕК (организация стран-экспортеров нефти) и странами, не входящими в ОПЕК, которое действует с начала первого полугодия 2017 года. Другими факторами, повлиявшими на восстановление рынков нефти и газа, являются меньшее поступление нефти на рынок от оспариваемых производителей и продолжающийся рост мирового спроса, оцениваемый EIA.
Основные тенденции нефтегазовой отрасли 2019 года были определены исследователями GlobalData, и в своих исследованиях они используют данные о онлайн-вовлеченности, количестве упоминаний в Twitter и различных экспертных анализах.
Основной тренд в нефтегазовой отрасли, за которым нужно следить в 2019 году, - это поставки нефти и газа. Есть несколько проблем, которые повлияют на поставки нефти и газа, например, проблемы с Венесуэлой и Ираном, а также выход Катара из ОПЕК.
Вторая тенденция, за которой нужно следить, - это энергетический прогноз. В последние пару лет, вклад газовых авторитетов онлайн, отраслевые технические документы и журналистика дают лучший и более реалистичный, экспертный обзор того, что происходит и будущие ожидания в этом секторе.
Энергетическая политика является третьей тенденцией, перечисленной в исследовании GlobalData, которое включает в себя решения, принятые Министерством энергетики США и другими организациями. Что повлияет на добычу нефти в 2019 году, так это повышение федерального надзора за метаном и сточными водами, а также возвращение большей автономии нефтедобывающим частям в Соединенных Штатах Америки. Что может сделать ситуацию непредсказуемой, так это изменения в рядах ОПЕК, особенно в части того, как страны управляют своей энергетической политикой, а также политическая ситуация в Великобритании, которая может повлиять на политику, связанную с разведкой нефти в Северном море и ядерной энергетикой в Шотландии.
Многие ожидают, что поставки природного газа будут на переднем крае, и ожидают, что в 2019 году глобальные поставки СПГ (сжиженного природного газа) превысят спрос по нескольким причинам. Один из них-это развитие в Китае собственной газовой инфраструктуры и инвестиции в импорт СПГ .
Далее идет выход ОПЕК в качестве тренда. Как было заявлено в начале этой статьи, ОПЕК взяла на себя обязательство вытягивать нефть с рынка. Сокращение добычи нефти, по-прежнему не пугает многих экспертов в отрасли .
Другие выявленные основные тенденции связаны с ценами на нефть, гидроразрывом пласта, спросом на нефть и запасами нефти, природного газа и ГОЗ. 
Глобальная цепочка поставок нефти и газа включает в себя такие виды деятельности, как внутренние и международные перевозки, заказ и инвентаризация видимость и контроль, погрузочно-разгрузочные работы, содействие импорту/экспорту и информационные технологии.
Каждая цепочка поставок в крупных отраслях промышленности включает в себя конфигурацию, управление и непрерывное совершенствование последовательного набора операций, который включает в себя несколько сторон. Цель управления цепочками поставок (SCM) заключается в том, чтобы обеспечить максимальное обслуживание клиента при наименьших возможных затратах.
Цепочка поставок нефти и газа может быть проанализирована с помощью трех различных отраслей промышленности:
Вверх по течению
Середина реки
Вниз по течению
Когда кто-то хочет описать, где находится компания или услуга в цепочке поставок нефти и газа, они обычно используют общие бизнес-термины “вверх по течению” и “вниз по течению”. По мере приближения компаний или служб к конечному потребителю они становятся все более расположенными ниже по потоку в цепи поставок.
Каждый из этих секторов имеет свои особенности, которые будут подробно рассмотрены далее в этой статье.
Добывающий сектор также известен как сектор E&P (разведка и добыча). Он состоит из процессов и операций, которые включают поиск потенциальных подземных или подводных месторождений сырой нефти и природного газа, бурение разведочных скважин, а затем бурение и эксплуатацию скважин, которые извлекают и приносят сырую нефть и/или сырой природный газ на поверхность. В последние годы наблюдается явный сдвиг в сторону включения нетрадиционного газа в состав добывающего сектора. Это также влияет на развитие процессов переработки и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ).
Сектор среднего течения обычно объединяется в литературе с нижележащим сектором. Этот сегмент в цепочке поставок, предполагает транспортировку, хранение и сбыт различных видов нефтегазовой продукции. Варианты транспортировки могут варьироваться от небольших соединительных трубопроводов до массивных грузовых судов, совершающих трансокеанские переправы, в зависимости от товара и пройденного расстояния.
Когда речь заходит о транспортировке нефти и природного газа, большая часть нефти может транспортироваться в текущем состоянии, в то время как природный газ должен быть сжижен или сжат.
Когда речь заходит о нижележащем секторе , он охватывает переработку, переработку, дистилляцию и очистку, прежде чем превратить его в пригодные для использования, продаваемые и потребляемые продукты, например топливо, сырые химические вещества и готовые продукты и т.д. Все вышеперечисленные услуги превращают сырую нефть в полезные продукты, такие как бензин, мазут и нефтепродукты. Деятельность по розничному маркетингу помогает перемещать готовую продукцию от энергетических компаний к розничным торговцам или конечным пользователям.
1.2 Нефтегазовый сектор
"Добывающий сектор-это та часть нефтегазовой отрасли, которая отвечает за поиск месторождений сырой нефти и природного газа, а также их добычу. Он также известен как сектор разведки и добычи или E&P. Эта часть нефтяной промышленности включает в себя все виды деятельности, которые происходят в этой области, включая бурение скважин, грузоперевозки и добычу нефтеносных песков, а также деятельность, которая включает в себя различные экологические исследования и анализ исследований.
1.2.1 Характеристики сектора
Этот сегмент цепочки поставок нефти и газа фокусируется и работает вокруг скважин, что означает, что он заботится о том, где их найти, как глубоко и далеко бурить скважины, как проектировать, строить и управлять ими.
Четыре основные характеристики бизнеса, которые описывают восходящий сегмент, заключаются в следующем:
Несет в себе высокий риск
Дает высокую отдачу
Сильно отрегулированный, оно повлиян на глобальной политикой
Очень технологичный и капиталоемкий
Регулирование этого сегмента относится к добыче, доступу к запасам, ценообразованию и налогообложению, а также более строгим экологическим нормам.
Это очень типично для деятельности по добыче, которая занимает очень много времени и требует больших инвестиций, особенно на начальном этапе разведки.
Различные сектора в рамках восходящего сегмента включают в себя:
Морское бурение
Добыча нефтяных песков
Поставка и обслуживание
Производство
Сейсморазведка
Геологическая съемка
Мелиорация
1.2.2 Разведка, (бурение) и добыча (E&P)
Первый этап разведки начинается с деятельности оператора по получению аренды и разрешения на разведку, от владельца наземных или морских площадей, которые могут содержать нефть или газ.
Это также включает в себя деятельность по сбору геологических, геофизических и геохимических материалов, а также различные описания и карты старых минеральных объектов. Геологи и геофизики играют важную роль на этом этапе, поскольку они используют различные методы и методики, такие как сейсмические съемки, спутниковые снимки, магнитометры, воздушные пушки, взрывчатые вещества и сейсмометры, с тем чтобы оценить наличие углеводородов или минералов.
Когда потенциальный участок подтвержден, начинается бурение разведочной скважины, процесс, который также известен как бурение дикой кошки. Эти мероприятия необходимо проводить для проверки физического наличия запасов, поэтому можно решить, следует ли бурить дополнительные разведочные скважины в непосредственной близости. Таким образом ученые смогут подтвердить и оценить весь потенциал водохранилища.
Производственная фаза включает в себя извлечение углеводородов, разделение смеси жидких углеводородов, газа, воды и твердых веществ, а также удаление компонентов, которые не могут быть проданы. Участки, используемые для добычи, часто могут обрабатывать сырую нефть из более чем одной скважины.
После добычи появляется дополнительная фаза, называемая отказом, которая происходит, когда скважина не имеет потенциала для производства экономических количеств нефти или газа или когда добывающая скважина больше не является экономически жизнеспособной.
1.2.3 Список и классификация компаний сектора
Существует четыре основные группы компаний, которые можно выделить в добывающем секторе цепочки поставок нефти и газа:
Майоры, также известные как крупные или интегрированные нефтяные компании, такие как ExxonMobil, BP, Chevron и Shell. Эти компании также могут иметь интегрированную деятельность вниз по цепочке поставок, а также.
ННК (национальные нефтяные компании), которыми владеют и управляют правительства,
Независимые-эти компании существуют в каждом сегменте, независимость исходит из того, что они не интегрированы в другие сегменты.
Нефтесервисные компании-эти компании предлагают услуги, оборудование и различные технические навыки, связанные с разведкой, бурением, испытаниями и добычей нефти и газа.
Промежуточный сегмент в цепочке поставок нефти и газа, включает операции, которые соединяют участников и компании, расположенные выше и ниже по течению. Для сегмента midstream характерны четыре основные группы услуг::
Обработка
Хранение
Транспортирующий
Маркетинг
Более подробные услуги, которые относятся к сектору midstream, можно увидеть в этом списке:
Многоотраслевой промежуточный трубопровод и хранилище
Трубопровод сырой нефти и нефтепродуктов и хранение излишков
Морские перевозка груза и транспорт
Сбор и переработка природного газа
Трубопровод и хранилище природного газа
Нефтепромысловые Услуги
Средний сегмент известен своим низким капитальным риском, и он может быть сильно отрегулирован, особенно когда речь заходит о компонентах трубопровода. Другие важные вещи, которые нужно знать, - это то, что инвестиции в активы midstream зависят от здоровья восходящего потока; а цены на нефть и газ влияют на спрос со стороны нижестоящих участников.
Высокий уровень регулирования в основном относится к межгосударственной трубопроводной передаче и трансграничным перевозкам. В Соединенных Штатах это регулируется Федеральной Комиссией по регулированию энергетики.
Когда речь заходит о транспортировке сырой нефти, наиболее используемым и безопасным методом является трубопроводный транспорт. Более гибким способом доставки сырой нефти является автомобильный и железнодорожный транспорт, с точки зрения сроков и близких альтернативных мест.
Для транспортировки природного газа наиболее часто используются трубопроводы большого диаметра, поскольку природный газ протекает под гораздо более высоким давлением, чем сырая нефть. СПГ-это природный газ, который был изменен на жидкую форму, поэтому его легче транспортировать или хранить.
После транспортировки, приходит хранение в качестве шага в середине потока деятельности. Хранение сырой нефти и нефтепродуктов очень отличается от методов, используемых для хранения природного газа.
Хранящийся природный газ, очень требователен должный к высокому давлению природного газа и по этой причине сдержан подземным, до тех пор пока он не будет готов быть поставленным к рынку. Общими хранилищами являются соляные пещеры, истощенные газовые резервуары и водоносные горизонты.
Сырую нефть и другие нефтепродукты хранят следующими способами:
Полевые танковые батареи
Терминалы для Навального продукта
Нефтеперерабатывающий завод и резервуары для хранения.
Нефтепереработка представляет собой процессы, которые позволяют соединениям сырой нефти, называемые углеводородами, расщепляться и отделяться в качестве побочных продуктов с использованием тепла и давления. Побочные продукты или конечные нефтепродукты, полученные в результате процесса переработки, можно разделить на три основные категории: легкие, средние и тяжелые.
Легкая группа химических веществ, являются первыми, которые испаряются и обычно в последнее время перерабатываются в жидкую нефть. Углеводороды из средней категории, также известные как средние дистилляты-производят реактивное топливо и керосин, в то время как самая тяжелая группа углеводородов образует остаточное топливо.
Бензин является наиболее широко используемым в мире продуктом сырой нефти. Другими широко известными топливными продуктами, которые составляют более 60% мирового спроса, являются следующие продукты: дизельное топливо, реактивное масло и судовое топливо.
Также другие типы продуктов, например смазки и воски, важны и использованы в других индустриях как медицина и косметики.
Маркетинговые мероприятия в нижележащем сегменте относятся к процессам продвижения, поиска и поставки клиентам, которые имеют внутренний спрос на продукты переработки топлива или которые имеют крупные оптовые сети, которые могут распространять различные продукты различным розничным торговцам.
Цифровизация- или, как это часто думают в нефтяном пласте, “цифровое нефтяное месторождение” — набирает обороты в мире разведки и добычи нефти и газа в течение последних трех лет. Есть целый ряд областей, где он уже показал свою ценность.
 
Одним из таких направлений является оптимизация производства, как в больших, так и в малых масштабах. Другая область-это удаленные операции, где она выводит персонал нефтепромыслов из логистически дорогих мест и позволяет компаниям управлять операциями “в центре города” (Хьюстон, Анкоридж, Эль-Хобар, Куала-Лумпур и другие места).
 
Производители нефти и газа во всем мире пытаются ориентироваться на сходящиеся штормовые волны ценовой войны на нефть, глобальной пандемии и экономической (спрос на энергию) турбулентности. Во многих случаях тактическое применение цифровизации может помочь компаниям улучшить производство и доходы в краткосрочной перспективе.
 
Сейчас компании ищут промежуточную стратегию по добыче нефти или газа с положительным денежным потоком. Крупные нефти - и газодобывающие месторождения временно закрываются, чтобы бороться как с безопасностью сотрудников, так и с потенциальными отрицательными денежными потоками от операций. Технология может быть спасательным кругом для управления производственными полями гораздо более удаленным и централизованным способом- и для улучшения производства с существующей инфраструктурой.
Кроме того, только один техник или небольшая команда может выполнять эту работу удаленно. В некоторых ближневосточных месторождениях это привело к увеличению потока и урожайности на 10-15% и снижению энергопотребления на 5-10% в течение нескольких месяцев.
 
 Это может быть доказано для актива в течение нескольких недель и реализовано на оборудовании, таком как большие насосы, компрессоры и ESPs в производственном поле (в зависимости от потоков данных) в течение нескольких месяцев.
 
Агрегирование данных, визуализирование и технологию dashboarding можно быстро установить и снабдить для того чтобы позволить менеджеры по активам и ключевые техники контролировать широко отделенные имущества удаленно. Это также позволяет им использовать распределенную группу экспертов и технических специалистов для мониторинга и принятия решений по повышению безопасности, производительности и производительности.
 
Это может сохранить производство актива, значительно сократив потребность в персонале, чтобы быть в поле, как мы видели в обоих FPSO и месторождения приложений.
 
Сейчас не совсем нормальные времена. Нестандартное мышление и использование новых технологий может сохранить жизнеспособность операций на верхнем течении в этих неопределенных и штормовых условиях. У вас могут быть свои собственные идеи. Существует множество способов, с помощью которых цифровые технологии могут не только стратегически развивать бизнес, но и помогать конкретно и тактически в краткосрочной перспективе.
2

. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ СРЕДСТВАМИ
2.1 Характеристика ГИС
Методы геофизической разведки основаны на изучении физических полей (гравитационные, магнитные, электрические, термоупругие колебания, излучение и ядерное излучение). Измерения параметров этих полей производятся на поверхности Земли (Земля и вода), в воздухе и под землей (в скважинах и шахтах). Полученная информация используется для определения местоположения геологических структур, рудных тел и пр., а также их фундаментальных характеристик. Это позволяет выбрать наиболее правильные ориентиры для дорогостоящих буровых и горных работ, тем самым повышая их эффективность.
Геофизические методы разведки используют как естественные , так и искусственно созданные физические поля. Разрешающая способность, то есть способность выделять конкретно искомые признаки окружающей среды, значительно выше, как правило, для методов искусственного поля. Объекты для исследований естественными полевыми методами являются относительно недорогими и транспортабельными и дают однородные, легко сопоставимые результаты для обширных территорий. В связи с этим методы геофизической разведки используют естественные поля ( например, в магнитной разведке) преимущественно на стадии разведки и искусственные физические поля преимущественно для более детальных работ, таких как сейсморазведка. Серия из геофизические методы разведки применяются в большинстве случаев, поскольку каждое физическое поле обеспечивает специфические характеристики только для одного аспекта геологической задачи. ( Например, магнитная разведка дает данные только о магнитных свойствах горных пород.) В различных геофизических поисковых методов несколько отличаются по данным самой природой из этого физического поля использованы:гравитационное,которое является основанный на этом исследовании в этой земной области от гравитации, магнитного, что исследования в земле естественное магнитное поле; электрические, который использует наведенного прямого или переменного (тока) электромагнитного поля и иногда измерения из природных земли (теллурических) полей; сейсморазведку, которая изучает упругие вибрационные поля , создаваемые детонацией зарядов взрывчатого вещества (тротила или пороха) или механическими ударами и излучаемые в пределах ядра Земли; и геотермальные, которые основаны на измерениях температуры в скважинах и которые используют различия в теплопроводности горных пород , которые объясняют изменения вблизи поверхности земли в количестве тепла , поступающего из недр земли. Ядерная геофизика, новая специализация в методах геофизической разведки, исследует естественное радиоактивное излучение, главным образом гамма -излучение, горных пород и руд и их взаимодействие с элементарными частицами (нейтронами, протонами, электронами) и излучениями , источниками которых являются радиоактивные изотопы или специальные ускорители ( генераторы нейтронов).
Все геофизические методы разведки основаны на использовании физико -математических принципов для развития теории; высокоточных приборов с электронными, радиотехническими, прецизионно-механическими и оптическими компонентами для полевых измерений; а также элементов вычислительной техники, в том числе современных электронных вычислительных машин, для обработки полученных результатов.
Исследования в скважинах проводятся с помощью всех геофизических методов. Геофизические измерения в скважинах выполняются приборами , показания которых передаются по кабелю на поверхность Земли . Наиболее важными методами являются электрический, акустический и ядерно-геофизический каротаж скважин . Бурение глубоких скважин производится с необходимым каротажом скважин, что дает возможность четко определить границы породного (кернового) образца и увеличить скорость проходки. Геофизические измерения в скважинах и шахтных стволах также используются для поиска рудных тел в промежутках между ними (так называемая скважинная геофизика). Наконец, геофизические методы используются для изучения технического условия эксплуатации скважин (выявление углублений и выступов, контроль качества цементирования трубного пространства и др.).
Методы геофизической разведки бурно развиваются и успешно решают задачи поиска, разведки и разведки полезных ископаемых, особенно в районах, покрытых слоями мягких отложений, на больших глубинах и под дном морей и океанов.
Контроль технического состояния скважин различными методами, в том числе геофизическими, осуществляют во время их бурению и эксплуатации.
В процессе бурению скважины обязательно проводят контроль за отклонением ствола скважины от вертикали геофизическими методами, с помощью прибора, который называется инклинометр. Процесс измерения отклонения скважины от вертикали называют инклинометрия. По данным инклинометры измеряют не только угол отклонения скважины от вертикали в градусах, но и направление отклонения, т. е. азимут отклонения.
При принятии решения о выборе того или иного способа геологоразведки, а также о ее проведении необходимо обеспечить надежность, эффективность проводимых исследований, понимание необходимости и целесообразности их проведения и поддержание их рентабельности.
Поэтому при проведении геофизических исследований скважин традиционные методы каротажа в наше время используются в сочетании с инновационными. Их цель-изучить разрез и выяснить в нем водоносные интервалы. Это касается колодцев как без защиты ствола, так и защищенных металлом или пластиком.
Существуют различные геофизические методы исследования скважин, но основными из них являются:
высокочастотная индукция;
гамма-каротаж;
электрический;
видео-шлюз;
метод потенциалов спонтанной поляризации.
Наиболее эффективным является гамма-каротаж. Это позволяет разделить пласт на литографические элементы и выделить водоносные горизонты и глинистые интервалы.
Сейчас довольно часто скважины засаживают пластичными трубами. Они защищают конструкцию от деформации при движении горных пород. Это увеличивает необходимость применения такого геофизического исследования скважин, которое позволит изучать электрические свойства горных пород через встроенный барьер. Однако традиционные методы каротажа, основанные на использовании токов проводимости, в данном случае неприемлемы. Оптимальным вариантом является использование методов работы с высокочастотной индукцией. При техническом анализе скважин используются видеошлюзы и магнитная локация. Можно также использовать такой метод, как кавернометрия. При использовании видеошлюзов, проведении геофизической съемки скважин, в основном, используют цветную видеокамеру новейшей конструкции. Это дает более высокое разрешение при отображении боковых стенок исследуемого объекта.
Если работы ведутся в карбонатной породе, характеризующейся склонностью к растрескиванию, то очень важно правильно цементировать скважину. К этому процессу следует подходить с особым вниманием. Контроль качества цементирования достигается с помощью методов акустического сканирования. Этот метод важен в данном случае. В результате акустического сканирования выявляются дефекты склеивания, которые могут нарушить целостность обшивки, а также определяется техническое состояние профиля и стенок колонны.
Все эти методы позволяют проводить качественную каротаж скважин. Они наиболее эффективны в этом процессе. При этом достигается оперативное решение таких вопросов, как литографическое исследование (расчленение) пород, через которые проходит скважина, оценка технического оснащения самой скважины, емкости водоносных интервалов и фильтрационных качеств пород, а также определяется качество добываемой воды.
Техническое проведение инклинометры' позволяет своевременно принять меры по искривления скважины в процессе бурению. Кроме того, данные инклинометры используют при составлении структурных карт и геологических профилей, с целью предотвращения ошибок в их построении.
В нефтегазовой отрасли для решения технических задач применяют термокаротаж, который дает возможность устанавливать глубины повреждений обсадных колонн, затрубних циркуляций флюидов, что необходимо для достижения герметичности эксплуатационных колонн, а главное контролировать высоту подъема цементного раствора во время цементирования обсадных колонн.
Кроме термометрии для контроля технического состояния обсадных колонн в скважинах применяют методы акустический, где-фектометрический, а также радиоактивный и метод резистометрия.
Для эксплуатации нефтяных пластов необходимо их изолировать от других пластов. Если эти условия не выполняются, то есть герметичность колонны нарушена, и в пласт поступает вода, то отбор нефти затрудняется или становится невозможным. Поэтому после окончания бурения и цементирования колонны, а также в течение всего времени разработки месторождения, методами ГИС периодически производится проверка технического состояния скважины.
При контроле за техническим состоянием скважины производятся и решаются следующие задачи:
· определение качества цементирования и состояния цементного камня во времени;
· установление местоположения муфтовых соединений колонны, участков перфорации, толщины и внутреннего диаметра;
· выявление дефектов в обсадных и насосно-компрессорных трубах (отверстия, трещины, вмятины);
· определение мест притока или поглощения и интервалов затрубних циркуляции жидкости;
· контроль за установкой глубинного оборудования;
· оценка толщины парафиновых отложений в межтрубном пространстве.
Изучение технического состояния осуществляется методами радиометрии, термометрии, акустической цементометріі. Методами контроля технического состояния скважин охвачен практически весь спектр физических полей. Эти методы подразделяются на следующие: 1) Методы определения геометрии ствола; 2) Акустические методы изучения загнутых (АКЦ, ВАК), или отраженных (CAT) ультразвуковых волн; 3) Пассивная акустика (шумометр); 4) Электромагнитные методы (ЛМ, ЕМДС); 5) Радиоактивные методы (гамма-гамма толщинометрія, гамма-гамма цеметометрии); 6) Другие методы.
Профилеметрия
Скважинная профилеметрия - это метод определения размеров и формы поперечного сечения скважины и их изменений с глубиной. Метод имеет две модификации - вертикальную и горизонтальную. При вертикальной профилеметрии регистрируют изменения формы и размеров поперечного сечения по стволу. При горизонтальной профилеметрии более подробно изучается профиль поперечного сечения на фиксированной глубине.
Скважинный профилемер (каверномер) представляет собой одну или несколько пар противоположно ориентированных механических подпружиненных рычагов, один конец которых скользит по стенке скважины (колонны), а второй соединен с резистивным мостом, который преобразует угловые изменения положения рычага относительно оси прибора в модулированный электрический сигнал. Прибор калибруется с помощью устройства (кольца или гребенка), обеспечивающий отклонение рычага (рычагов) на фиксированные углы, соответствующие диапазона измерений радиусов для данного типа аппаратуры.
Обработка данных обычного восьмирычажного профилемера проводится таким образом. По величине угла раскрытия мерных рычагов определяют расстояние от оси прибора до стенки колонны (малейшие изменения любого чувствительного рычага преобразуются в электрическое напряжение). Выходными результатами являются кривые изменения с глубиной радиусов колонны Ri (i=1? 8).
Данные профилеметрии в обсаженных скважинах используются для определения геометрических параметров обсадных колонн и позволяют судить о сжатии, износе колонны, фиксировать разрывы обсадных труб, выявлять сальники в трубах (которые образуются вследствие налипание цементной корки, формирование различного типа отложений на стенках скважины). Данные трубной профилеметрии позволяют существенно повысить достоверность количественной интерпретации результатов гидродинамики-геофизических методов (в частности, механической и термокондуктивной расходометрии) при их комплексировании в единой сборке скважинных приборов.
Акустический метод контроля цементирования колонн основывается на измерении амплитуды загнутой продольной волны и времени пробега упругих колебаний. С помощью этого метода находят высоту подъема цемента, эго наличие за колонной, выявляют каналы, трещины, каверны в цементном камне, определяют степень сцепления цемента с колонной и породами, исследуют процесс формирования цементного камня во времени.
Исследования технического состояния скважин акустическими методами основан на изучении волн, распространяющихся по колонне и цементному камню.
Акустическая цементометрия основана на измерении характеристик волнового поля, созданного источником упругих колебаний с частотой излучения 10-30 Гц. При этом регистрируют следующие параметры:
амплитуда или коэффициент эффективного затухания волны по колонне в фиксированном временном окне, положение окна выбирается значением интервального времени распространения волны по колонне);
интервальное время, амплитуда и затухание первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах;
фазокоррекционные диаграммы (ФКД).
Метод применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, оценки сцепления цемента с обсадной колонной (АКЦ) и горными породами (ФКД), определения размеров и места расположения дефектов цементного камня и розкритості кольцевых зазоров . Эффективность метода снижается в высокоскоростных разрезах, где первое вступление при хорошем и удовлетворительном качестве цементирования относится к волне по породе.
В современных системах АКЦ  применяется регистрация кинематических параметров акустической волны в виде волновых картин или ФКД и динамических (пиковые или суммарные амплитуды и эффективное затухание) в определенном или плавающем временном окне, которое открывается первая вступлением волны Лэмба по колонне или амплитудным дискриминатором при определенном уровне сигнала. Зарегистрированная информация обрабатывается различными способами. В зарубежной практике качество заполнения заколонного пространства цементом принято оценивать по индексу цементирования (отношению зарегистрированной амплитуды к амплитуде в свободной колонне). Отличном качестве цементирования соответствует значение индекса, равное 0.8 (80%). 
Толщина кольцевого зазора рассчитывается по произведенным аналитическим зависимостям.
Измерения акустическими цементомерами сканирующего типа основаны на изучении распространения отраженных волн. Сканирующие приборы позволяют получить информацию о качестве цементного камня в кольцевом сегменте 45 °. При этом есть возможность локализовать каналы в цементном камне раскрыто 30 °. Преимущество приборов такого типа состоит в возможности регистрации внутреннего диаметра колонны, а также, используя явление акустического резонанса, и толщины обсадной колонны с точностью ± 0.1 мм.
Метод волновой широкополосной акустики (ВАК) успешно используется для оценки состояния цементного камня и качества его сцепления с обсадной колонной. В частности, этим методом можно оценить величину зазора между колонной и породой. Несомненным преимуществом метода ВАК сравнению с АКЦ является возможность прямого выявления гидродинамической связи между пластами (по негерметичные заколонных пространства, трещине гидроразрыва). Физической предпосылкой решения такой задачи является развитие в канале, который связывает отдельные пласты, волны Лэмба-Стоунли, успешно оказывается на фоне помех при спектральном частотном анализе результатов измерений.
Свердловинне акустическое телевидение (CAT) предназначено для изучения скважины или обсадной колонны по интенсивности отраженных высокочастотных упругих импульсов. Принцип акустического телевидения заключается в сканировании поверхности скважины по винтовой линии при движении зонда узким сфокусированным акустическим лучом, вращающимся в горизонтальной плоскости. Ввиду высокой частоты передаваемого на поверхность сигнала при этом получают практически непрерывное изображение стенки скважины. Для измерений используется одноелементний зонд, который работает в импульсном режиме, периодически испуская излучение, а потом переключаясь на прием отраженных волн. Измеряются времена и амплитуды отраженной волны. В результате может быть получено растровое изображение поверхности стенки скважины или обсадной колонны.
В обсаженных скважинах метод применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и различных дефектов, нарушающих целостность и гладкость колонны, уточняют также местоположение других элементов конструкции, определяют положения перфорационных отверстий, а также дефектов обсадной колонны и НКТ.
Недостатком метода перед другими сканирующими методами является критичность к однородности за акустическими свойствами флюида, заполняющего скважину, особенно наличие газопроявлений.
Пассивная акустика или шумометр изучает упругие акустические колебания в скважине и пласте в процессе ее эксплуатации. Физическая сущность метода заключается в том, что при течении флюиды выдают акустические шумы в широком спектре звуковых колебаний от первого герц до первого килогерц. При этом спектр и интенсивность шума несет информацию о характере флюида (вода, нефть или газ) и среды, в которой происходит его ход (пласт, заколонных пространство, колонна, интервал перфорации).
Метод электромагнитной локации муфт (ЛМ)
Метод ЛМ, как и другие электромагнитные методы, основанный на принципе электромагнитной индукции в проводниках электрического тока. При исследованиях регистрируются изменения магнитной проводимости в металле обсадной колонны и насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их сплошности (утолщений, разрывов, перфорации). Измерения выполняются локатором муфт, датчик которого представляет собой дифференциальную магнитную систему, состоящую из многослойной катушки с сердечником и двух постоянных магнитов, которые создают в катушке и вокруг нее постоянное магнитное поле. При перемещении локатора вдоль колонны в местах нарушения сплошности металла труб происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование в измерительной катушке импульсов ЭДС.
Амплитуда сигнала пропорциональна числу витков в обмотке датчика, мощности используемых в локаторе магнитов и скорости движения прибора мимо неоднородности. Малогабаритные локаторы (диаметром 36 мм) имеют ограниченную разрешающую способность по отношению к выделение интервалов перфорации. Отношение сигнал / шум может быть увеличено за счет регистрации и совместной обработки нескольких измерений. ЛМ применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки показаний других приборов к положению муфт, взаимной привязки показаний нескольких приборов, уточнение глубины спуска лифтовых труб, определения текущего забоя скважины, в благоприятных условиях - определения интервала перфорации и выявления мест нарушения (типа разрывов, трещин) обсадных колонн, НКТ. В обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах в комплексе с другими методами ГИС-контроля метод используется для привязки, выявления дефектов, перфорации и элементов конструкции скважины.
Есть два типа локаторов муфт - для радиометра (ЛР) и перфоратора (ЛП). Локатор муфт типа ЛР предназначен для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора муфт, совмещенных по глубине. При этом достигается нужная точность привязки интервалов перфорации к муфт. Локатор муфт типа ЛП соединен с перфоратором, и при необходимости перфоратор или торпеда срабатывают через газовый разрядник в интервале, выбранном для прострела. Близким по физической сути к ЛМ методом является прихватоопределитель (ПХ), используемый для определения места прихвата колонны труб при бурении и капитальном ремонте скважин.
Метод основан на способности ферромагнетиков терять намагниченность при деформации. 
После приложения критических напряжений кручения или растяжения до колонны, ПХ считываются проставлены ранее метки. Выше интервала прихвата колонны метки полностью исчезают или уменьшаются по амплитуде. Верхняя зафиксирована метка является началом интервала прихвата колонны. Прихватоопределитель и локатор муфт можно спускать в скважину самостоятельно или вместе с прибором радиоактивного каротажа, что стреляет или взрывным аппаратом. При совместном спуске прихватоопределителя или локатора муфт типа ЛП и аппарата на многожильному кабели их подключают к отдельным жилах, при спуске на одножильному кабели - взрывное цепь аппарата соединяют параллельно с катушкой прихватоопределителя (локатора муфт) через тиристоры или подобные устройства.
Припливометрическим методом определяют в незакрепленных и закрепленных скважинах места притоков, поглощений и за трубной циркуляции жидкости с помощью дебитомеров.
Дефектометрическийметод — это контроль качества обсадных труб, который заключается в обнаружении вмятин, трещин, мест нарушения и герметичности колонн, обрывов по телу обсадной трубы, разъединений по муфтах, зон коррозии. Эти задачи решают с помощью трубной профилеметрии, электромагнитной профилеметрии, индукционной дефектоскопии, локаторов муфт, скважинного акустического телевидения, фотографирования стенок скважины, измерение толщины стенки труб. Кроме указанного, когда не удается выявить интервал перфорации по данным локатора муфт, используют аппаратуру контроля перфорации намагничивания колонн, что рассматривается в специальных курсах бурению скважин.
Радиоактивный метод применяют преимущественно для определения высоты подъема цементного раствора во время цементирования обсадных колонн. Для этого в процессе тампонажа колонн в цементный раствор добавляют радиоактивные вещества в количестве, опасном для окружающей среды. После проведения цементажу в обсаженной скважине проводят обычный гамма-каротаж. Высота подъема цементного раствора по затрубному пространстве обсадной колонны четко отражается на диаграмме ГК.
Метод резыствеметрии применяют прежде всего для определения места повреждения обсадной колонны и приток пластовой воды в скважину. В основе метода — разница электрической проводимости промывочного раствора в скважине и воды, поступающей через повреждения в обсадной колонне. Измеряют эту разницу прибором, который получил название резыствеметра.
Акустический каротаж
Акустические методы геофизических исследований в скважинах Основаны на изучении упругих свойств горных пород, которые наблюдаются в процессе последовательного распространения в них деформаций, обусловленных упругой волной.
В породе возникают различные виды упругих волн в зависимости от вида деформации. Информативными являются продольные волны (/'-волны), поперечные (С'-волны), Лэмба (//-волны) и вторичного происхождения.
Важнейшими характеристиками упругих волн является скорость их распространения, амплитуда и коэффициент затухания, а также звуковые образы. Величину, обратную скорости распространения упругой волны в породе, называют интервальным временем.
В процессе акустического каротажа (АК) регистрируют полное отражение сигнала, то есть эго звуковые образы. Волновые картины (ХК) — это графический фотозапис на кинопленку или фотобумагу полного сигнала совместно с почасовыми марками и фазокореляционными диаграммы (ФКД), которые являются записью полного сигнала в виде фазовых линий. ХК и ФКД используют для определения петрографических характеристик пород: плотности, пористости и других важных свойств.
Скорость распространения и затухания упругих волн в горных породах зависит от литолого-минералогического состояния пород, объема и структуры по-кадрового пространства, типа цемента и степени цементации, характер распределения глинистого материала в породе, типа нащинной фазы и степени насыщения пор жидкостью или газом, термобарических условий измерения (пластового давления, температуры и др.). Преимущественными факторами являются пористость породы, структура порового пространства и минеральный состав породы при одинаковом заполнителе.
Для проведения АК применяют трехэлементный зонд, который состоит из излучателя и двух расположенных на некотором расстоянии от него приемников. Вместо приемников могут быть установлены два излучателя, а излучатель заменяют приемником (принцип взаимности). Расстояние между приемниками (излучателями) называют базой зонда. Длина зонда равна расстоянию от излучателя до приемника.
Излучатель усиливает импульсы колебаний, которые состоят из трех-четырех периодов. Через некоторое время часть породы начинает колебаться. Первое отклонение от равновесия называют вступлением волны, максимальное отклонение — амплитудой, а промежуток времени между двумя соседними максимумами или минимумами — видимым перио-дом Т. Частота волны/= 1/Т.
Акустические исследования различают по скорости и угасанием.
АК по скорости основывается на изучении скорости распространения упругих волн в горных породах способом измерения интервального времени ДТ, который определяется как разность времен вступления на автором (12) и первом (/,) приемниках (12- Г,). Такая разница времени предотвращает влияния скважины на распространение волны и ее регистрацию с помощью триелементного зонда. Скорость распространения упругой волны в пласте называют пластовою, или интервальной.
АК за угасанием предусматривается изучение характеристик затухания упругих волн в породах. Во время распространения волн количество энергии, приходящейся на единицу объема, уменьшается пропорционально квадрату расстояния от точки наблюдения до излучателя; амплитуда колебаний уменьшается обратно пропорционально этому расстоянию.
На затухание упругих колебаний сильно влияет неоднородность среды, которая ведет к ослаблению колебаний и снижения амплитуды волны. Поглощаются упругие колебания породой вследствие процессов преобразования их энергии в тепловую энергию, что обусловливает уменьшение амплитуды сигналов.
Способностью горных пород поглощать упругие колебания определяется интенсивностью затухания амплитуды волны А. Коэффициент поглощения породой упругих волн ап является показателем потери энергии вследствие распространения. 
Затухание колебаний обусловлено преимущественно не идеальностью упругой среды, распространением энергии в большем объеме вследствие расширения фронта волны, рассеянием и дифракцией волн на неоднородностях пород. В результате поглощения энергии амплитуда всех волн в интервале А/ ослабляется.
Данные АК используют для литологического расчленения геологического разреза скважин, выделение нефтегазовых и водонасыщенных коллекторов, изучение пористости, трещиноватости и физико-механических свойств горных пород, а также интерпретации результатов сейсморазведки.
Особенное значение приобрели акустические методы в последние 15-20 лет для нефтепромышленной геологии в определении и уточнении положения контуров нефтегазовыанности нефтяных и газовых залежей. Очень часто разведочные скважины на периферийных участках залежей не попадают точно в переходную зону от углеводородного положу к воде, а раскрывают или водяную, или нефтяную (газовую) часть продуктивного пласта. В таком случае для уточнения место положения контура положу вместо бурения дополнительных скважин очень эффективным является применение АК в пробуренных скважинах, что позволяет в радиусе 3-5 км установить границу между нефтеносной (газоносною) частью пласта и той частью, где пласт насыщен водой. Для этого АК проводили во время разведки залежей углеводородов в Западной Сибири, в нефтегазоносных областях Алжирской Сахары и в других регионах.
Для построения геоакустической модели разреза применяют широкополосный акустический каротаж (ШАК). По данным этого метода определяют время распространения упругих волн в толщах пород в вертикальном направлении, а также интервальную и среднюю сейсмические скорости, которые используют в сейсморазведке для построения границ по методу отраженных волн (МОВ).
При исследованиях герметичности цементного камня активно используются технологии закачки индикаторных смесей. В качестве индикаторов используются флюиды с аномальной температурой, нейтронно-поглощающими или радиоактивными свойствами. Исследования проводятся по принципу сравнения между собой показаний методов на фоновом (до закачки) и рабочем (после закачки) измерениях. Разновидностью этого метода можно также считать и наблюдения за формированием «природных» (радиоактивных, солевых,) аномалий, связанных с эксплуатацией залежи. При возникновении подобных аномалий вне эксплуатируемого объекта косвенно можно констатировать наличие дефектов заколонного пространства или колонны.
Ряд компаний, разработали экспериментальные глубинные комплексы скважинного видео для получения на забое работающей скважины качественных видеоизображений. Саморегистрирующее устройство (видеокамера) при этом находится на поверхности (в каротажной станции), а на забой спускают только два оптиковолоконних кабеля (один из них - для подводки освещения, второй - непосредственно для передачи видеокадров наверх). Управляемый с устья манипулятор позволяет направить камеру на интересующий оператора объект.
Результатом проведенных с помощью скважинного видео замеров есть видеокартинки, в реальном времени иллюстрируют движение компонент потока по стволу скважины, поступления капель нефти через перфорационные отверстия. Кроме того, можно контролировать состояние труб на забое. Недостаток метода - обеспечение необходимой степени прозрачности среды на забое, что возможно только при высокой степени обводнения продукции.
В редких случаях, требующие точного знания качества крепления скважины проводится контрольный отбор керна из стенки скважины с последующей герметизацией или без нее.
Промыслово-геофизический контроль технического состояния скважин является актуальной задачей на протяжении всего срока их эксплуатации от строительства до ликвидации. В некоторых случаях ведется технический мониторинг и ликвидированных скважин. С помощью геофизических и других методов решаются проблемы приложения ствола скважины, предупреждения аварий при бурении, определение необходимого объема цемента и точности установления колонн и скважинного оборудования, мониторинга технического состояния скважины в процессе эксплуатации, выявления и локализации дефектов и оценки их влияния на работу скважины, проверки качества ремонтных работ и операций.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На сегодняшний день стало ясно, что нефтяная отрасль способна стать «локомотивом» дальнейшего развития страны