Способ определения коэффициента нефтегазонасыщенности по комплексу гис на основании импульсных нейтронных методов каротажа



 


Владельцы патента RU 2503040:

Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит" (RU)

Использование: для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Сущность: заключается в том, что выполняют измерения методом ИНК и расчет макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определяют по комплексу ГИС макрокомпонентный состав пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по определенной зависимости, при этом для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы. Технический результат: повышение точности определения содержания углеводородов.

 

Предлагаемый способ может быть использован в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине в условиях сильно минерализованных пластовых вод является импульсный нейтронный каротаж (ИНК). Результатом обработки ИНК является макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов горной породы ∑гп [1, 2]. Общее интерпретационное уравнение ИНК описывает связь ∑гп с макроскопическими сечениями отдельных компонент слагающих горную породу [1]:

Σ г п = i = 1 N Σ i K i + K п K о в Σ в о с т + K п ( K в K о в ) Σ в + K п K н г Σ н г

где ∑i, Σ в о с т , ∑внг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы; Кi, Кп, Ков, Кв и Кнг - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо и нефтегазонасыщенности.

Наиболее близким к данному способу является способ оценки насыщения коллекторов по данным ИННК, предложенный в работе «Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин» [1].

Отличительными особенностями предложенной методики [1] являются:

1. Использование обобщенной характеристики твердой фазы породы, в отличии от предложенном в данной работе раздельном описании, что позволяет более точно решать поставленную задачу.

2. Использование опорных пластов, для определения нейтронных характеристик горной породы, что накладывает ряд ограничений на способ и приводит к уменьшению точности определения нефгазонысыщенности.

Недостатком данного способа является невысокая точность определения содержания углеводородов.

В данном изобретении предлагается для получения нейтронных характеристик горной породы и ее макрокомпонент проводить измерения на специально подготовленной коллекции образцов горной породы.

Способ определения содержания углеводородов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) или импульсного нейтрон-гамма каротажа (ИНГК) в дальнейшем (ИНК), заключающийся в проведении измерений методом ИНК и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа K г = Σ г п i = 1 i Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ г Σ в ) и для нефти K н = Σ г п i = 1 N Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ н Σ в )

где ∑i, Σ в о с т , внг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы; Кi, Кп, Ков, Кв и Кнг, - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо и нефтегазонасыщенности. ∑г и ∑н - макроскопическое сечение газа и нефти соответственно, согласно предложенному изобретению для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.

Заявленный способ реализуется следующей последовательностью действий:

1. Проводятся стандартные петрофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС): измерения пористости и проницаемости.

2. Породы, составляющие изучаемые отложения, разделяются на коллектора и не коллектора по результатам анализа ФЕС.

3. Проводится качественный анализ содержания минералов и неминеральных компонент в изучаемых отложениях, отдельно для коллекторов, отдельно для покрышек (например, путем описания шлифов, или используя рентгенофазовый анализ) с целью оценки набора основных породообразующих составляющих изучаемых отложений.

4. Из исследуемого объекта подбираются две коллекции керна из опорных скважин отдельно для коллекторов и для не коллекторов так, что бы количество образцов было на порядок больше ожидаемого числа основных породообразующих составляющих с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов. При этом и коллектор, и не коллектор должны быть охарактеризованы не менее чем 33 образцами, каждый.

5. На этих образцах керна проводятся определения минералов и неминеральных составляющих твердой фазы породы.

6. На этих же образцах керна проводятся измерения концентраций элементов:

a. Микроэлементы (редкие земли с обязательным включением Gd, Sm, Eu и др) могут измеряться на установке индуктивно-связанной плазмы или методом нейтрон-активационного анализа).

b. Микроэлемнты B, Li, Cd - могут быть измерены методом рентгено-флюорисцентного анализа.

c. Макроэлементы (породообразующие элементы, содержание которых изменяется в диапазоне от долей процента до десятков процентов) - могут быть измерены рентгено-флюорисцентным методом (или методом «мокрой химии»).

d. Содержание водорода измеряют, например, методом дериватографии (термический нагрев с измерением веса образца) с последующим пересчетом массовой доли группы OH- в концентрацию водорода.

7. Для всех образцов измеряется минералогическая плотность (δгп).

8. Рассчитывается макросечение поглощения тепловых нейтронов (∑гп) породы по формуле [1]:

Σ г п = N A δ г п j = 1 N σ j C j A j               (1)

где NA - число Авогадро (NA=6,023·1023 моль-1), δгп - плотность горной породы, σj - микроскопическое сечение, Cj - массовая доля, Aj - атомная масса j-го элемента (j=1..N) горной породы.

9. Формируется макрокомпонентная модель горной породы.

a. Строятся парные кроссплоты для всех минералов и неминеральных компонент. Минералы, обладающие высоким значением парной корреляции, объединяют в одну макрокомпоненту

b. Анализируют выявленные виды минералов и неминеральных компонент, и если они содержат низкие значение концентраций элементов с высоким сечением поглощения тепловых нейтронов их добавляют в единый макрокомпонент - скелет породы.

10. Для каждого i-го макрокомпонента породы рассчитываются макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов (∑i), решая систему уравнений, каждое из которых составлено для индивидуального образца керна, где в качестве свободного члена будут приняты макросечения образца, в качестве матрицы коэффициентов, значения минералов в образце, а искомыми величинами будут макросечения макрокомпонентов.

11. На нескольких образцах нефти определить макросечение нефти ∑н, которые в основном будут зависеть от ее плотности, поэтому для данных отложений ∑н можно считать константой.

12. ∑г зависит от давления и температуры, которые для данных отложений известны.

a. При исследовании открытого ствола газ вытесняется фильтратом бурового раствора, поэтому для выделения газонасыщенных пластов используется методика повторных замеров ИНК. В этом случае пористость считается по каротажу сразу после бурения, а газонасыщения после расформирования зоны проникновения.

13. Макросечение пластовой воды зависит в первую очередь от содержания Cl и определяется соленостью, но для того чтобы не пропустить какой-нибудь экзотический элемент имеет смысл измерить содержания ионов на нескольких пробах воды.

14. Рассчитывается ∑в.

15. Сравнивается ∑в и ∑н. Если ∑в отличается от ∑н менее чем на 10%, то задача расчета Кн не имеет решения (ниже погрешности измерения).

16. Для получения содержаний макрокомпонент в породе по комплексу ГИС применяется совместная обработка результатов радиоактивного каротажа: ГК-С, ННК, ГГК-п, например по программе «Макро-КомпАн» [4], с предварительной литолого-петрофизической настройкой. В результате получаются следующие параметры Ki-концентрация i-го макрокомпонента, Кпэфф, Кп, Ков.

17. Содержание каждого макрокомпонента, полученное при интерпретации ГИС (п7) умножаем на его макросечение (п6) и рассчитывается макроскопическое сечение твердой фазы:

Σ т ф = i = 1 N Σ i K i , где ∑i - макроскопическое сечение i-го макрокомпонента, Ki-концентрация i-го макрокомпонента.

18. Рассчитывается макроскопическое сечение остаточной воды

Σ о в = K п K о в Σ в о с т , где Σ в о с т = 3.11  м -1 макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов связанной воды.

19. Рассчитывается макроскопическое сечение для трех типов насыщения флюидом эффективного порового пространства:

гп(газ)=∑тф+∑овn(1-Ков)∑газа

гп(вода)=∑тф+∑овn(1-Ков)∑в

гп(нефть)=∑тф+∑овn(1-Ков)∑нефть

Если ∑гп>∑гп(газ) и ∑гп<∑гп(вода) и ∑гп<∑гп(нефть), тогда в порах газ и Кг рассчитывается следующим образом:

K г = Σ г п i = 1 i Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ г Σ в )

Если ∑гп(вода)<∑гп<∑гп(нефть), тогда в порах нефть и Кн рассчитывается следующим образом:

K н = Σ г п i = 1 N Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ н Σ в )

Литература

1. Шимелевич Ю.С., Кантор С.А., Школьников А.С., Попов Н.В., Иванкин В.П., Кедров А.И., Миллер В.В., Поляченко А.Л. Физические основы импульсных нейтронных методов исследования скважин. М.: Недра, 1976. 161 с.

2. Гума В.И., Демидов A.M., Иванов В.А., Миллер В.В., Нейтронно-радиационный анализ. М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Кадисов Е.М., Калмыков Г.А., Кашина Н.Л. и др. Применение спектрометрического гамма-каротажа для расчета макросечения поглощения тепловых нейтронов в девонских отложениях Южно-Татарского купола // Геология нефти и газа. - 1996. - #3.

4. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011619624 «Программный комплекс расчета концентраций макрокомпонент горных пород по данным комплексов каротажа, включая ядерно-физические методы «Макро-Компан». Калмыков Г.А., Белохин B.C., Балушкина Н.С. Дата поступления 25 октября 2011 г. Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 20 декабря 2011 г.

Способ определения содержания углеводородов по комплексу геофизических исследований скважины (ГИС) на основании импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) или импульсного нейтрон-гамма-каротажа (ИНГК) в дальнейшем (ИНК), заключающийся в проведении измерений методом ИНК и расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определении по комплексу ГИС макрокомпонентного состава пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по зависимости для газа K г = Σ г п i = 1 i Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ г Σ в )
и для нефти
K н = Σ г п i = 1 N Σ i K i K п K о в Σ в о с т K п ( 1 K о в ) Σ в K п ( Σ н Σ в ) ,
где ∑i, Σ в о с т , внг - макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов компонентов горной породы, остаточной воды, пластовой воды и углеводородной фазы;
Ki, Kп, Kов, Kв и Kнг, - концентрация i-го макрокомпонента, коэффициенты пористости, остаточной водонасыщенности, текущей водо- и нефтегазонасыщенности;
Σu и Σн - макроскопическое сечение газа и нефти соответственно,
отличающийся тем, что для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы.



 

Похожие патенты:

Использование: для каротажа скважины с помощью нейтронно-индуцируемого гамма-излучения. Сущность: заключается в том, что скважинный инструмент содержит источник нейтронов, сконфигурированный для излучения нейтронов согласно схеме формирования импульсов, причем схема формирования импульсов включает в себя задержку между двумя импульсами, причем задержка является достаточной, чтобы, по существу, все события захвата нейтронов, обусловленные излученными нейтронами, могли прекратиться, и причем задержка больше или равна приблизительно 1 с, детектор гамма-излучения, сконфигурированный для регистрации гамма-излучения активации, вырабатываемого, когда элементы, активированные излученными нейтронами, распадаются до нерадиоактивного состояния.

Использование: для определения абсолютных концентраций элементов из нейтронной гамма-спектроскопии. Сущность: заключается в том, что система для нейтронной гамма-спектроскопии содержит скважинный инструмент, содержащий источник нейтронов, сконфигурированный испускать нейтроны в подземную формацию, чтобы вызвать события неупругого рассеяния и события поглощения нейтронов; монитор нейтронов, сконфигурированный обнаруживать скорость счета испущенных нейтронов; и детектор гамма-излучения, сконфигурированный принимать спектр гамма-излучения, полученный, по меньшей мере, частично, из неупругого гамма-излучения, полученного вследствие событий неупругого рассеяния и гамма-излучения захвата нейтронов, полученных вследствие событий захвата нейтронов; и схему обработки данных, сконфигурированную определять относительные вклады элементов из спектра гамма-излучения и определять абсолютный вклад элементов на основании, по меньшей мере, частично, нормализации относительных вкладов элементов по скорости счета испущенных нейтронов.

Изобретение относится к области исследования или анализа материалов радиационными методами с измерением вторичной эмиссии с использованием нейтронов, в частности для неразрушающего дистанционного контроля различных скрытых веществ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения технического состояния скважин методом радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к ядерной геофизике и может быть использовано для каротажа нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения насыщения флюидом порового пространства пород исследуемых пластов. Способ определения насыщения водой в подземном пласте включает в себя определение глубины проникновения в пласт на основании множества измерений, выполняемых в стволе скважины, пробуренном сквозь пласт. Измерения имеют различные глубины исследования в пласте. Углерод и кислород в пласте измеряют в по существу том же продольном положении, как положение определения глубины проникновения. Измеренные углерод, кислород и глубину проникновения используют для определения насыщения водой в по существу не затронутой проникновением фильтрата части пласта. Технический результат: повышение точности данных относительно насыщения пластовых пород флюидами. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Использование: для измерения пористости. Сущность изобретения заключается в том, что нейтронный скважинный прибор для определения пористости включает источник нейтронов, устройство контроля нейтронов, детектор нейтронов и схему обработки данных. Источник нейтронов может излучать нейтроны в подземный пласт, а устройство контроля нейтронов определяет отсчет нейтронов, пропорциональный излучаемым нейтронам. Детектор нейтронов может определить отсчет нейтронов, которые рассеиваются от подземного пласта. Схема обработки данных может определить скорректированную на влияние от окружающей среды пористость подземного пласта на основе, по меньшей мере отчасти, отсчета нейтронов, рассеянных от подземного пласта, нормализованного к отсчету нейтронов, пропорциональному нейтронам, излучаемым источником нейтронов. Технический результат: обеспечение возможности нейтронного геофизического исследования пористости с высокой точностью и уменьшенными литологическими влияниями. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 16 ил.

Использование: для определения состояния продуктивного пласта импульсным нейтронным методом. Сущность изобретения заключается в том, что перемещают каротажный прибор по стволу скважины, генерируют импульсно-периодический поток быстрых нейтронов в скважине, осуществляют временной анализ плотности потока тепловых нейтронов на каждом кванте глубины, на которые разбивается пласт, определяют значения фоновых декрементов спада плотности тепловых нейтронов, при этом закачивают в скважину под давлением раствор-реагент, содержащий соединения элементов с аномально высоким макросечением радиационного захвата нейтронов, вторично определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов, генерируют в скважине ультразвуковое излучение, воздействуют этим излучением на пласт, после чего снова определяют значения декрементов спада плотности тепловых нейтронов по выполнению соответствующей системы неравенств, содержащих значения декрементов, полученные на трех этапах измерений. По выполнению этих неравенств судят о возможности поддержания дебита скважины на эксплуатационном уровне при периодическом воздействии на пласт продольной акустической волной давления. Технический результат: обеспечение возможности выделения продуктивных пластов, в которых применение метода акустического воздействия на пласт для поддержания дебита скважины на эксплуатационном уровне дает положительный результат. 1 ил.

Использование: для измерения пористости методом нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что представлены система, способ и прибор для определения значений пористости подземного пласта, скорректированных с учетом влияния скважины. Скважинный прибор, опускаемый в скважину подземного пласта, включает источник нейтронов, два или более детектора нейтронов и схему обработки данных. Источник нейтронов испускает нейтроны в подземный пласт. Два или более детектора нейтронов размещаются в двух или более азимутальных ориентациях в скважинном приборе и детектируют нейтроны, рассеянные подземным пластом или скважинным флюидом в скважине или ими обоими. Основываясь на нейтронах, детектированных детекторами нейтронов, электронная схема обработки данных определяет значение пористости подземного пласта, скорректированное с учетом влияния скважины. Технический результат: повышение точности измерений. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 37 ил.

Использование: для определения плотности подземных пластов. Сущность изобретения заключается в том, что определение плотности подземного пласта, окружающего буровую скважину, производят на основании измерения гамма-излучения, возникающего в результате облучения пласта ядерным источником в корпусе прибора, расположенного в буровой скважине, и измерения потока гамма-излучения в корпусе прибора при двух различных расстояниях детекторов от источника, при этом способ содержит определение по существу прямолинейного соотношения между измерениями потоков гамма-излучения при каждом отличающемся расстоянии детекторов применительно к плотности пласта в случае отсутствия отклонения корпуса прибора; определение соотношения, устанавливающего девиацию плотности за счет отклонения прибора, определяемой на основании измерений измеряемого потока гамма-излучения при двух различных расстояниях детекторов, по плотности, вычисляемой на основании прямолинейных соотношений; и для данной пары измерений потока гамма-излучения при различных расстояниях детекторов определение пересечения соотношения, устанавливающего девиацию, с прямолинейным соотношением с тем, чтобы обозначить плотность пласта, окружающего буровую скважину; при этом источник представляет собой нейтронный источник, а гамма-излучение, измеряемое в корпусе прибора, представляет собой наведенное нейтронами гамма-излучение, являющееся результатом нейтронного облучения пласта. Технический результат: повышение точности определения плотности подземных пластов. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 5 ил.

Использование: для определения текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов, пересеченных скважиной. Сущность изобретения заключается в том, что согласно способу выполняют периодическое облучение горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов, регистрацию гамма-излучения неупругого рассеяния (ГИНР) нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов детектором гамма-излучения в реальном режиме времени при непрерывном перемещении скважинного прибора и заданном шаге квантования по глубине характеризуется тем, что перед процессом измерений дополнительно определяют оптимальную длительность импульса. Заявлено также устройство импульсного нейтронного гамма-каротажа, содержащее размещенные в охранном кожухе импульсный генератор быстрых нейтронов, сцинтилляционный детектор гамма-излучения, оптически соединенный с фотоэлектронным умножителем, экран, расположенный между импульсным генератором быстрых нейтронов и сцинтилляционным детектором, блок преобразования “аналог-код”, блок центрального процессора, блок приемопередатчика, первый и второй блоки памяти, программно-управляемый блок высокого напряжения, характеризующееся тем, что дополнительно содержит блок управления временным режимом импульсного нейтронного генератора. Технический результат: повышение точности при проведении импульсного нейтронного каротажа. 2 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ). Заявленный способ включает измерение текущих значений A как отношений Ca/Si в скважинах аппаратурой типа широкодиапазонного спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК-Ш), выбор Amin и Amax (минимальное и максимальное значение отношения Ca/Si), определение по результатам измерений двойного разностного параметра (ДРП(Ca/Si) по формуле: Д Р П ( C a / S i ) = A − A min A max − A ш т . Калибровка спектрометра осуществляется статическим методом, основанным на соотношениях двойного разностного параметра (ДРПca/si) к величинам границ плотности нормального цементного камня, которые выбирают из условия: максимальному значению 1 ДРПca/si соответствует значение плотности цементного камня -1,95 г/см3 - верхняя граница плотности нормального цементного камня, а среднему значению 0,57 ДРПca/si соответствует текущее значение плотности цементного камня -1,65 г/см3 - нижняя граница плотности цементного камня. Плотность гамма-излучения (γснгк) рассчитывают по формуле: γснгк=1,25+0,7 ДРПca/si. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 ил.

Изобретение относится к области регистрации ионизирующих излучений и может быть использовано при создании радиационных детекторов. Цилиндрический позиционно-чувствительный детектор содержит множество сцинтилляторов, разделенных отражающим материалом, помещенным между сцинтилляторами, каждый сцинтиллятор находится в оптическом контакте с фотоприемником, при этом сцинтиллятор состоит из одного или нескольких цилиндрических наборов, составленных из сцинтиллирующих волокон, обеспечивающих регистрацию нейтронного или гамма-излучения, сцинтиллирующие волокна снабжены светоотражающими оболочками и светонепроницаемыми покрытиями, противоположные торцы сцинтиллирующих волокон соединены посредством оптических соединителей с двумя волоконными световодами, находящимися с противоположной стороны в оптическом контакте с двумя матричными фотоприемниками, число фоточувствительных элементов в каждом из которых равно или больше числа сцинтиллирующих волокон. Технический результат - определение направления, под которым излучение приходит на детектор в плоскости, перпендикулярной оси корпуса прибора, т.е. обеспечение азимутального углового разрешения. 1 ил.

Использование: для регистрации нейтронного и гамма-излучений, применяемых для измерения ядерно-физических характеристик породы при каротаже нефтяных и газовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что скважинное устройство с двумя зондами из нескольких детекторов, включающее в себя корпус, внутри которого находится по крайней мере один источник излучения, первый из зондов содержит более одного детектора, расположенных равномерно по углу вдоль окружности в плоскости, перпендикулярной оси скважинного устройства, второй зонд содержит как минимум один детектор, смещенный вдоль оси скважинного устройства относительно первого зонда и повернутый вокруг оси скважинного устройства относительно детекторов первого зонда, число детекторов во втором зонде составляет не менее двух, в каждом зонде детекторы располагаются параллельно оси скважинного устройства, а детекторы в зондах повернуты вокруг оси скважинного устройства по отношению друг к другу так, что минимальное угловое расстояние φ между двумя соседними проекциями детекторов из первого и второго зондов на плоскость, перпендикулярную оси скважинного устройства, составляет: где N1 и N2 - число детекторов в первом и во втором зондах, k - наименьший общий делитель для чисел N1 и N2. Технический результат: уменьшение погрешности измерения интенсивности излучения за счет использования оптимального количества и расположения детекторов в случае асимметричного расположения скважинного устройства в скважине. 3 ил., 1 табл.

Использование: для бесконтактного измерения плотности вещества с помощью нейтронного и гамма-излучения. Сущность изобретения заключается в том, что устройство для радиационного измерения плотности включает в себя источник излучения, находящийся на оси блока радиационной защиты и имеющий возможность менять положение с помощью устройства перемещения, сцинтилляционные детекторы со сцинтилляторами, расположенными в одной плоскости в форме соосных с источником излучения и блоком радиационной защиты вставленных друг в друга колец, при этом в качестве источника излучения используется электронный генератор импульсного излучения быстрых нейтронов, подключенный к блоку управления, сцинтилляторы в кольцах дополнительно разбиты на равные угловые сектора, количество угловых секторов составляет не менее двух, каждый из угловых секторов содержит сцинтилляторы для регистрации одного или нескольких видов излучений: эпитепловых или тепловых нейтронов, а также гамма-излучения, сцинтилляторы в кольцах и угловых секторах расположены по отношению друг к другу с зазором, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации разных видов излучения, располагаются в каждом кольце чередующимся образом, сцинтилляторы, предназначенные для регистрации определенного вида излучения, располагаются в смежных кольцах по одному радиусу, фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов эпитепловых и/или тепловых нейтронов подключены к временным анализаторам, а фотоприемные устройства сцинтилляционных детекторов гамма-излучения подключены к амплитудным анализаторам, выходы амплитудных и временных анализаторов, а также блок управления подключены к процессору. Технический результат: обеспечение возможности измерения азимутального распределения плотности исследуемого вещества. 1 ил.
Наверх