.RU

Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах




На правах рукописи


Лобанков Валерий Михайлович


Развитие системы метрологического обеспечения геофизических исследований в нефтегазовых скважинах


Специальность 25.00.10 – Геофизика, геофизические методы

поисков полезных ископаемых


Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук


Уфа – 2008

Работа выполнена в ОАО Научно-производственная фирма «Геофизика».


Официальные оппоненты:


доктор технических наук, профессор ^ Валиуллин Рим Абдуллович


доктор технических наук, профессор Корженевский Арнольд Геннадьевич


доктор технических наук Деркач Анатолий Степанович


Ведущая организация - ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика»


Предполагаемая защита состоится 20 июня 2008 года в _______ часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при Открытом Акционерном Обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12


Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор химических наук Д.А. Хисаева

^ ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ


Актуальность проблемы. Нефть и газ – главные энергетические и сырьевые ресурсы России. Специалистам нефтяных компаний приходится оценивать запасы разведанного месторождения и экономическую целесообразность его разработки. На этапе разработки месторождения приходится позаботиться о рациональном (наиболее полном и экономичном) извлечении нефти и газа из разведанных нефтегазовых пластов. Создаются математические модели нефтегазовых залежей и процесса добычи углеводородного сырья. Основой для принятия обоснованных решений многих задач нефтегазового комплекса является качественная (достоверная) информация о параметрах пластов и скважин, полученная преимущественно геофизическими методами.

Результаты геофизических исследований в скважинах (ГИС) используются при поисках, разведке и контроле разработки нефтегазовых месторождений, а также при решении множества других геологических и технических задач. Для нефтегазовых компаний является актуальным иметь возможность безошибочного управления процессом добычи нефти и газа на основе компьютерного моделирования месторождения, а также сокращения экономических потерь при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Важно сокращение количества пропусков продуктивных пластов, а также исключение случаев их преждевременной обводненности.

При проведении ГИС специалисты решают два класса задач – измерительные (определение параметров) и классификационные (разделение объектов на классы). Как правило, решение классификационных задач с показателями достоверности базируется на предварительном решении ряда измерительных задач с показателями точности.

В новых экономических условиях требуется дальнейшее совершенствование и развитие всей системы метрологического обеспечения (МО) ГИС с учетом требований законов России «О недрах», «О техническом регулировании» и «Об обеспечении единства измерений». В соответствии с требованиями международной организации по стандартизации (ИСО) и международной организации законодательной метрологии (МОЗМ) при выполнении любых измерений необходимо указывать прослеживаемость происхождения единицы физической величины. Кроме того, сертификация геофизической аппаратуры также невозможна без научно-обоснованных методов и средств ее метрологического обеспечения.

^ Цель работы. Обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Основные задачи диссертационной работы

1. Исследование нового класса метрологических задач, связанных с измерениями параметров неоднородных горных пород, пересеченных скважиной.

2. Обоснование и разработка способа определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды, с целью определения границ применимости методик выполнения измерений (МВИ) этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

3. Исследования инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений в реальных условиях применения геофизической аппаратуры.

4. Обоснование, создание и экспериментальные исследования комплекса новых эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, и комплекса эталонных моделей обсаженных скважин для воспроизведения единиц параметров, отражающих герметичность колонны и зацементированного затрубного пространства скважин на нефтегазовых месторождениях. Создание системы передачи размеров этих единиц скважинной геофизической аппаратуре гамма-акустического контроля цементирования нефтегазовых скважин.

5. Совершенствование комплекса методик градуировки и калибровки индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры (СГА) с оценкой показателей достоверности и качества калибровки для принятия обоснованного решения о необходимости ее переградуирования в случае изменения параметров ее функции преобразования во времени.

6. Создание комплекса новых программно-управляемых установок для автоматизированной калибровки инклинометров, каверномеров, аппаратуры электрического каротажа, термометров, манометров, расходомеров, влагомеров нефти, резистивиметров и плотномеров жидкости, позволяющих повысить показатели точности этой аппаратуры, качество ее метрологического контроля и устранить субъективные погрешности измерений в процессе её градуировки и калибровки.

7. Реализация в рамках Российской системы калибровки передачи единиц измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин от государственных и специальных отраслевых эталонов рабочей геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, обеспечивая гарантию прослеживаемости происхождения единиц измеряемых параметров.

^ Методы исследования. Поставленные задачи решались с применением знаний в области метрологического анализа методов и средств измерений параметров пластов горных пород, пересеченных скважиной, системного подхода, макетирования и разработок технических, методических и программных средств. На этапах построения семейства градуировочных характеристик скважинной геофизической аппаратуры использовались методы функционального и статистического анализа. При экспериментальных исследованиях эталонных моделей пластов и скважин и калибровочных установок применены методы статистической обработки результатов измерений. Исследования методических составляющих погрешности измерений параметров пластов выполнены методами математического моделирования.

^ Научная новизна

  1. Впервые выделен класс метрологических задач, связанных с измерениями параметров структурных зон неоднородных сред применительно к нефтегазовым пластам и скважинам. Выполнено обоснование и уточнено определение понятия “кажущееся значение измеряемого параметра” при измерении параметров структурных зон неоднородных сред, зависящее от взаимного расположения чувствительных элементов (источников и приемников физического поля) зонда относительно структурных зон среды (границ пластов и скважины).

  2. Впервые обоснован и разработан способ определения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленной неадекватностью типовой и реальной структуры исследуемой среды. Выполнена классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины методами ГИС.

  3. Впервые обоснована и разработана методика, позволяющая расчетным путем определять доверительные границы инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным или оцененным метрологическим характеристикам скважинной и наземной составных частей геофизической аппаратуры.

  4. Впервые обоснован и применен показатель достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры, названный «степенью годности». Получена формула для вычисления степени годности аппаратуры в процессе её калибровки. На основе вычисляемой степени годности аппаратуры установлены критерии для принятия решения о необходимости её переградуирования по результатам калибровки.

  5. Впервые обоснована и разработана технология метрологического контроля индивидуально-градуируемой аппаратуры нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа в условиях геофизического предприятия, основанная на использовании эталонных моделей пластов горных пород, пересеченных скважиной, для ее периодической градуировки и контроля стабильности ее градуировочной характеристики с использованием имитаторов пористости и плотности.

  6. Созданы новые стандартные образцы (СО) водонасыщенной, нефтенасыщенной и газонасыщенной пористости и плотности песчаных (кварцитовых), кальцитовых и доломитовых пластов горных пород, пересеченных скважинами разного диаметра, повышенной точности; СО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости в виде цилиндрических емкостей, заполненных водным раствором хлористого натрия; плотности вещества в затрубном пространстве и толщины стенки труб для аппаратуры СГДТ и ЦМ, а также эталонные модели обсаженных скважин, воспроизводящие параметры бездефектного цементирования и типовых дефектов цементирования скважин «канал» и «зазор».

^ Основные защищаемые положения

  1. Научно-методические основы системы метрологического обеспечения технологий ГИС при разработке нефтегазовых месторождений, контроле технического состояния скважин и новая технология применения стандартных образцов пористости и плотности горных пород, пересеченных скважиной, непосредственно на геофизических предприятиях, что позволяет обеспечить заданные показатели точности основных измеряемых параметров нефтегазовых пластов и скважин.

  2. Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины, обусловленных неадекватностью принятой типовой и реальной структуры среды, позволяющий методами математического моделирования кажущихся значений параметров неоднородной среды устанавливать границы применимости МВИ этих параметров в процессе их метрологической аттестации.

  3. Методика расчета доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров пластов и скважин в рабочих условиях ее применения, что позволяет сервисным геофизическим компаниям оценивать погрешности выполненных измерений параметров при условии выполнения ограничений применимости МВИ этих параметров.

  4. Автоматизированная технология метрологических исследований скважинной геофизической аппаратуры на основе комплекса новых программно-управляемых эталонных установок с анализом показателей достоверности и качества процесса калибровки для принятия обоснованного решения о годности или необходимости переградуирования или необходимости отбраковки индивидуально-градуируемой геофизической аппаратуры.

  5. Реализация системы воспроизведения и передачи размеров единиц параметров пластов и скважин от исходных эталонов к рабочей скважинной геофизической аппаратуре на основе передвижных метрологических лабораторий, что позволяет обеспечить единство и требуемые показатели точности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин.

^ Практическая ценность и реализация работы. В результате проведенных исследований разработан и внедрен научно-обоснованный комплекс методик, технических средств и нормативной документации для обеспечения единства и требуемой точности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин геофизическими методами.

Нормативные документы (Стандарты СЭВ, ГОСТы, ОСТы, РД, МУ, ТПр), определяющие методические, технические и организационные основы метрологического обеспечения ГИС, были введены в действие постановлениями исполкома СЭВ, Госстандарта СССР, приказами Миннефтепрома СССР и Мингео СССР. Стандартизация в области метрологического обеспечения ГИС позволила повысить точность измерений параметров пластов и скважины.

Стандартные образцы свойств и состава горных пород в виде эталонных моделей пластов (монолитных блоков горных пород, насыпных моделей для АК, НК, ГГК и электролитических моделей для ЭК) были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов СССР и России. Эти СО были использованы в практике научных и производственных геофизических организаций России, Белоруссии и Узбекистана.

На основе результатов работ по теме диссертации был создан в 1980 г. и эффективно работал до 1999 г. метрологический центр ВНИИнефтепромгеофизики. С 1981 по 1991 годы этот Центр выполнял функции Головного метрологического центра стран-членов СЭВ (Болгария, Венгрия, ГДР, Польша, СССР, Чехословакия) в области нефтепромысловой геофизики. На его основе создано и успешно функционирует самостоятельное Государственное унитарное предприятие Центр метрологических исследований «Урал-Гео».

Результаты исследований положены в основу пяти учебных пособий для студентов геофизических специальностей на кафедре ГИС Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и на кафедре геофизики Уфимского государственного нефтяного технического университета. Начиная с 1979 г., результаты исследований использовались при обучении ведомственных поверителей скважинной геофизической аппаратуры при ВНИИнефтепромгеофизике. На базе выполненных исследований в 2005 г. автором обновлены учебные пособия для курсов калибровщиков скважинной геофизической аппаратуры при Учебном центре ОАО НПФ «Геофизика» и ГУП ЦМИ «Урал-Гео».

Стандартные образцы свойств и состава горных пород, пересеченных скважиной (модели пластов), функционируют в ГУП ЦМИ «Урал-Гео» и поставлены тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «Оренбурггеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», АК «Алроса», НК «Беларуснефть», геофизическим компаниям Узбекистана.

Калибровочные установки поставлены в ОАО НПП «ВНИИГИС», ОАО НПФ «Геофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьск-нефтегазгеофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Самаранефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», тресту «Сургутнефтегеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз» и другим предприятиям.

^ Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались на: Международном симпозиуме СЭВ «ГИС в сверхглубоких скважинах» (г. Солнок, Венгрия, 1985 г.); Первой и Второй Всесоюзной научно-практической конференции «Метрологическое обеспечение промыслово-геофизических работ» (г. Уфа, 1987 и 1989 годы); Семинаре компании Шлюмберже «Метрологическое обеспечение ГИС» (г. Париж, Франция, 1992 г.); Международной научно-практической конференции «Метрология геофизических исследований» (г. Уфа, 2000 г.); Первом, втором, третьем и четвертом Международном Российско-Китайском симпозиуме по промысловой геофизике (г. Уфа в 2000 - 2004 г. г., Шанхай в 2002 г., г. Санья в 2006 г.); Шестой Международной конференции по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 2001 г.); Шестой международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (г. Москва, 2003 г.); Международном научном симпозиуме «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» (г. Уфа, с 2001 по 2007 годы); V съезде геологов России (г. Москва, 2003 г.). Они рассмотрены на научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ОАО НПП «ВНИИГИС», НПЦ «Тверьгеофизика», ВНИИМС, Тресте «Сургутнефтегеофизика», ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Татнефтегеофизика», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз-геофизика», ОАО «Пермнефтегеофизика», ОАО «Когалымнефтегеофизика», ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика», ОАО «Тюменьпромгеофизика», на предприятии «Севергазгеофизика» ОАО «Газпромгеофизика».

Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, изложенные в 73 научных публикациях. Из них - 29 публикаций в изданиях, рекомендованных ВАК для соискателей ученой степени доктора технических наук, включающих 12 статей и 17 изобретений, 6 из которых защищены патентами РФ, а также 6 монографий (в соавторстве) и 19 нормативных документов.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и содержит 196 страниц текста. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные начиная с 1973 года лично автором или под его руководством в ОАО НПФ «Геофизика» (до 1992 г. - ВНИИнефтепромгеофизика) при поддержке И.Г. Жувагина и В.В. Лаптева.

В диссертации представлены выполненные лично автором следующие работы: уточненное определение понятия “Кажущееся значение измеряемого параметра” при измерении параметров структурных зон неоднородных сред; способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров структурных зон неоднородных сред; классификация источников методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины; методика расчета границ инструментальной составляющей погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по ее нормированным метрологическим характеристикам; методика определения показателя достоверности калибровки скважинной геофизической аппаратуры; формула для вычисления степени годности аппаратуры в каждой точке ее метрологического контроля; обоснованные критерии для принятия решения о необходимости переградуирования индивидуально градуируемой скважинной геофизической аппаратуры; эталонная электролитическая модель однородного пласта в виде цилиндрического диэлектрического бассейна; методическая и организационно-техническая реализация общей системы обеспечения единства скважинных измерений на основе трехступенчатых калибровочных схем.

Автор признателен Ю.А. Гулину, А.М. Блюменцеу, Б.Ю. Вендельштейну, М.Г. Латышовой, В.Н. Широкову, Д.А. Кожевникову, В.П. Цирульникову, З.З. Ханипову за обсуждение научных проблем по теме диссертации.

Автор благодарен коллегам по работе Калистратову Г.А., Котельникову Л.Н., Звереву Г.Н., Дембицкому С.И., Гумилевскому Ю.В., Мечетину В.Ф., Семенову Е.В., Труфанову В.В., Насибуллину И.А., Коровину В.М., Булгакову А.А., Ахметсафину Р.Д., Сулейманову М.А., Иванову В.Я., Покровскому Ю.Л., Ханнанову Р.К., Поспелову В.А., Евдокимову В.И., Харину А.Н., Филину Н.И., Кокшарову Ю.В., Григорьеву Н.Е., Манзурову В.И., Семеновичу В.А., Гарейшину З.Г., Святохину В.Д., Подковырову А.В., Гайнуллину Д.Р. и другим специалистам за совместные исследования.


^ КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ


Во введении показана актуальность проблемы, сформулированы цель исследования, задачи и научная новизна исследований, защищаемые положения и практическая ценность работы.

^ В первой главе представлен обзор особенностей скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов, скважинной геофизической аппаратуры и современного состояния МО ГИС. Показано, что неоднородность среды является главной особенностью скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов. Неоднородность порождает и определяет новый класс метрологических задач, связанных с определением методических и инструментальных погрешностей измерений параметров структурных зон неоднородных сред.

К основным понятиям метрологии относится понятие «физическая величина» и «измеряемый параметр». Если физическая величина отражает свойство вещества предмета, то по умолчанию предполагается, что количественное содержание этого свойства в каждом элементарном объеме предмета одинаково. Теоретические основы измерений физических величин и параметров однородных объектов хорошо разработаны в общей метрологии.

Однако объекты ГИС – пласты горных пород, пересеченные скважиной, не являются однородными по объему. Скважина после спуска колонны и цементирования также становится неоднородной. Многокомпонентный поток газожидкостной смеси в колонне также неоднороден. Измерения параметров пластов и скважины сопряжены с большими техническими проблемами, а вопросы теории их метрологического обеспечения были не достаточно разработаны.

Первая попытка решения таких задач была предпринята автором в 1980-1984 г.г. в процессе работы над кандидатской диссертацией «Метрологические исследования измерений удельного электрического сопротивления структурных зон неоднородных сред (на примере геофизических исследований скважин)».

Другой особенностью скважинных измерений является то, что структура неоднородной среды заранее неизвестна и уточняется после выполнения измерений зондами различной конструкции на основе разных физических полей с использованием разных принципов измерений. Поэтому границы погрешности выполненных скважинных измерений могут быть оценены только после выполнения всех запланированных измерений с учетом ограничений применимости каждой МВИ. В ряде случаев измерения параметров пластов выполнить с гарантированной точностью принципиально невозможно.

Эти две особенности определяют сложность обоснования и создания системы метрологического обеспечения измерений параметров нефтегазовых пластов геофизическими методами. Создаваемые методические разработки и технические средства должны позволять обоснованно вычислять границы возможных погрешностей выполненных измерений параметров пластов и скважин. В связи с этим требуется рассмотреть следующие вопросы: формулирование определения измеряемого параметра модели пласта и скважины для каждого выбранного метода и средства измерений; анализ источников методической погрешности измерений и ее количественная оценка; анализ адекватности принятой типовой модели структуры пласта и скважины реальному исследуемому пласту и скважине. Важны также выбор исходных эталонов единиц измеряемого параметра пласта и скважины, обоснование нормальных условий их воспроизведения и разработка системы передачи единиц измеряемых параметров пластов и скважин. Необходимы также количественный анализ всех существенных источников инструментальной погрешности и создание технических средств контроля нормированных метрологических характеристик (НМХ) аппаратуры с оценкой качества ее калибровки.

Задачи определения показателей точности измерений параметров пластов и скважины возникали всегда по мере появления новых геофизических методов и скважинной измерительной аппаратуры. Эти проблемы рассматриваются в двух аспектах: 1) проблема методов и средств контроля НМХ; 2) проблема определения (расчета) доверительных границ погрешности выполненных измерений параметров пластов горных пород и скважин (погрешности МВИ).

Первоначально геофизиками решалась только первая проблема. На первых геофизических предприятиях не было специального лабораторного калибровочного оборудования для скважинной аппаратуры, поэтому использовались скважины специальной конструкции. В начале шестидесятых прошлого века В.В. Ларионов впервые применил контрольные («эталонные», «контрольно-поверочные») скважины для целей стандартизации аппаратуры РК. Стандартизация методов ГИС на основе контрольных скважин получило дальнейшее развитие в восьмидесятые годы в кандидатской диссертации В.П. Цирульникова и в докторских диссертациях С.И. Дембицкого и Г.А. Калистратова. Однако слабым местом «контрольных» скважин оставались неопределенные систематические погрешности воспроизводимых параметров пластов. Нужны были аттестованные эталонные модели пластов и калибровочные установки.

В СССР первые 6 моделей пластов горных пород для целей градуировки аппаратуры нейтронного каротажа (НК) были созданы в 1963 г. в НИИГГ (г. Саратов) под руководством В.П. Иванкина. Карбонатные модели имели коэффициент пористости (Кп) равный 0,5%, 4%, 16% и 37%, а песчаные – 16% и 37%. Коэффициент пористости Кп = 4% был получен в результате сверления мраморного блока в трех плоскостях [18]. Затем работы были продолжены Ю.А. Гулиным и А.В. Золотовым в г. Октябрьский Республики Башкортостан. Модели были изготовлены из мраморных блоков, мраморной крошки и кварцевого песка с научной целью для обоснования параметров зондов стационарного НК.

В 1977 г. были созданы ведомственные метрологические службы геофизической подотрасли в Мингео, Миннефтепроме и Мингазпроме СССР. Это событие послужило началом нового этапа создания эталонных моделей пластов для НК и других технических средств метрологического контроля скважинной аппаратуры. Одновременно в 1979 г. были начаты работы по их созданию во ВНИИЯГГе под руководством А.М. Блюменцева и во ВНИИнефтепромгеофизике под руководством автора. В 1981 г. вновь созданные раменские и уфимские модели пластов в виде государственных стандартных образцов (ГСО) пористости кальцитовых пород вместе с ранее построенными октябрьскими моделями были внесены в Государственный реестр стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов. В 1991 г. эти СО из Госреестра были исключены в связи с истекшим сроком службы.

В 1982 г. во ВНИИнефтепромгеофизике под руководством автора был создан первый в СССР СО пористости доломитовых пород, пересеченных скважиной диаметром 216 мм (воспроизводимое значение Кп=(39,0±0,3)%) [8].

В то же время производственные геофизические предприятия не имели дорогостоящих СО пористости горных пород в виде моделей пластов. Решению проблемы применения имитаторов пористого пласта (ИПП) для калибровки канала НГК аппаратуры ДРСТ-3-90 в производственных условиях были посвящены исследования Ханипова З.З. Однако, применение имитаторов ИПП имело одно существенное ограничение – калибруемая однотипная аппаратура должна была иметь одну и ту же градуировочную характеристику для всей совокупности однотипных приборов. Такое возможно только при условии высокой стандартности параметров зондов НК, что на практике трудно осуществимо из-за широких допусков на параметры детекторов и их низкой стабильности.

Решению проблемы метрологического обеспечения радиоактивного и акустического каротажа нефтегазовых скважин была посвящена докторская диссертация А.М. Блюменцева (1992 г.). В этой работе были определены исходные научно-методические положения для формирования системы метрологического обеспечения акустических и радиоактивных методов каротажа. Им разработаны основные компоненты метрологического обеспечения аппаратуры акустического каротажа (АК), интегрального гамма-каротажа (ГК), спектрометрического гамма-каротажа (ГК-С), стационарного нейтронного каротажа (НК), импульсного нейтронного каротажа (ИННК), плотностного гамма-гамма-каротажа (ГГК-П), ядерно-магнитного каротажа (ЯМК).

Для контроля аппаратуры АК был предложен опытный образец установки УПБ-АК (А.М. Блюменцев, Д.В. Белоконь) с эталонным гидрофоном и сменными акустическими волноводами. Полевой акустический калибратор «ПАУК» (Д.В. Белоконь, А.Ф. Девятов) практического применения в производственных условиях не нашел. Широкое распространение на предприятиях Миннефтепрома СССР получили установки УПАК-1 и УПАК-2, созданные П.А. Прямовым и М.А. Сулеймановым. УПАК-2 содержала внешний перемещаемый акустический преобразователь за стальной трубой для настройки на идентичность одноименных акустических преобразователей скважинной аппаратуры под давлением до 10 МПа.

В методе ГГК-П в качестве измеряемого параметра бала принята объемная плотность горных пород. Для градуировки такой аппаратуры Гулиным Ю.А. и Хаматдиновым Р.Т. был разработан и серийно выпускается комплект имитаторов плотности (МОБ – метрологические образцы базовые). МОБ были выполнены в виде полупластов размером 0,3х0,3х0,8 м из магния и сплавов алюминия. Существенным недостатком являлось конструктивное исполнение МОБ в виде полупласта, когда вторую половину полупласта и скважину заменяет воздух. При измерениях в скважинах зонд ГГК-П находится в буровом растворе. Для зондов диаметром менее 90 мм процесс градуировки приводил к существенному завышению результатов измерений плотности пластов горных пород. Например, показания аппаратуры МАРК-1 диаметром 73 мм на МОБ из-за отсутствия среды, рассеивающей гамма-кванты со стороны свинцовой экранировки, уменьшались до 13%.

Для спектрометрического ГК во ВНИИЯГГе (г. Раменское) под руководством Блюменцева А.М. были разработаны эталоны содержания (концентрации) естественных радиоактивных элементов урана, тория и калия, а также имитаторы концентрации радиоактивных элементов в виде цилиндров малого диаметра.

Система МО аппаратуры электрического каротажа, включая нормируемые метрологические характеристики, ведомственную поверочную схему, поверочное оборудование, была подробно рассмотрена в докторской диссертации Калистратова Г.А. (1993 г.). Однако вопросы неоднородности пластов, определения и анализа методических погрешностей скважинных измерений их параметров, методы расчета границ погрешности измерений параметров пластов, вопросы качества калибровки, критерии переградуирования аппаратуры в этой работе не рассматривались. В 1986 г. во ВНИИнефтепромгеофизике впервые в СССР под руководством автора был создан СО удельного электрического сопротивления и относительной диэлектрической проницаемости (электролитической модели пласта) в виде диэлектрического цилиндрического бассейна диаметром 8 м и глубиной 6 м, заполненный раствором хлористого натрия. Для контактных методов электрометрии использовался стальной цилиндрический резервуар объемом 400 м3 водного раствора хлористого натрия.

Анализ зарубежного опыта создания моделей пластов, пересеченных скважиной, показал, что иностранные геофизические компании применяют преимущественно монолитные блоки естественных горных пород. В шестидесятые и семидесятые годы в Американском нефтяном институте (г.Хьюстон, США) были созданы модели пористого пласта монолитного типа на основе блоков известняка (1,9%, 19,0% и 26,0%), а также насыпного типа (39,7±0,5%, 42,5±0,5%). Доломитовые модели монолитного и насыпного типа воспроизводят следующие значения коэффициента водонасыщенной пористости: 0 +0,5%; 11±1,0%; 23,9±0,75%; 43±0,5%. Песчаные модели монолитного и насыпного типа воспроизводят следующие значения коэффициента водонасыщенной пористости: 0 +0,5%; 14,1±0,5%; 18,4±0,75%; 35,5±0,5%; 35,9±0,5%.

В научном центре Компании «Шлюмберже» имеется эталонная модель добывающей скважины, воспроизводящей параметры потока «вода-нефть-газ» при разных углах ее наклона и позволяющая градуировать скважинные расходомеры для разных условий измерений. Несколько таких же моделей созданы в Китае. Известный метролог Компании «Шлюмберже» Филипп Тейс (Philippe Theys) внес немалый вклад в метрологию ГИС, обобщив достижения компании в своей книге «Log data ecquisition and quality control» (Париж, 1999 г.). Основное отличие западной системы МО ГИС в том, что она позволяет контролировать стандартность аппаратуры и стабильность ее градуировочной характеристики с помощью простейших полевых калибровочных устройств. Первичная же градуировка аппаратуры (при выпуске и после ремонта) выполняется либо в научных центрах Компании, либо на предприятии-изготовителе, либо с использованием первичных эталонов (моделей пластов) Американского нефтяного института. Однако Ф. Тейс описывает стандартные классические подходы к метрологическому обеспечению высоконадежной стандартной скважинной аппаратуры, заимствованные из общей метрологии для однородных сред. Реализовать копию западной системы МО ГИС в России не представляется возможным по причине использования индивидуально градуируемой скважинной аппаратуры пониженной надежности, техническое обслуживание и ремонт которой выполняются непосредственно в сервисных геофизических компаниях.

Из рассмотренного обзора видно, что система метрологического обеспечения ГИС в СССР строилась в разных ведомствах разными специалистами для разных методов ГИС с разными методологическими подходами, что не способствовало задачам обеспечения единства и требуемой точности измерений и ее появлению в более полном обобщенном виде. Обычно исследователи ограничивались контролем характеристик основной погрешности отдельных видов аппаратуры в нормальных условиях, теоретически строили калибровочные схемы, но отсутствовала служба для их практической реализации. Основные элементы системы МО создавались преимущественно для аппаратуры, применяемой в открытом стволе нефтегазовых скважин (А.М. Блюменцев, Г.А. Калистратов). В итоге была налажена отбраковка только отдельных видов аппаратуры в условиях аппаратного цеха геофизического предприятия, но оценку реальных границ погрешностей измерений параметров пластов и скважин выполнить по-прежнему не представлялось возможным.

Требовалось дальнейшее совершенствование и развитие метрологического обеспечения измерений в открытом стволе скважин с обеспечением возможности коррекции дополнительных погрешностей и с выходом на анализ методических погрешностей измерений. Возникла необходимость создания и развития системы МО ГИС в области контроля технического состояния скважин и контроля разработки нефтегазовых месторождений. Требовалось рассмотреть вопросы расчета границ инструментальных погрешностей скважинной аппаратуры в реальных условиях ее применения. Оставались не решенными вопросы калибровки индивидуально градуируемой скважинной аппаратуры. Назрела необходимость создания методики контроля достоверности калибровочных работ непосредственно в процессе их выполнения, так как погрешности некоторых калибровочных устройств зачастую оставались соизмеримыми с нормированной погрешностью калибруемой аппаратуры. Современный геофизический сервис испытывал нужду в автоматизации калибровочных работ с компьютерным анализом степени годности калибруемой аппаратуры.

Кроме того, в 1993 г. был принят Закон РФ «Об обеспечении единства измерений» № 4718-1, содержание которого существенно отличается от аналогичного Закона СССР. Была создана Российская система калибровки. Потребовался пересмотр нормативной и технической базы МО ГИС применительно к новым экономическим условиям с учетом современных достижений науки и техники.

На основании выполненного анализа состояния МО ГИС автором сформулированы задачи, указанные в общей характеристике работы.

^ Во второй главе рассмотрены источники методической погрешности измерений параметров пластов, показана универсальность метода бокового зондирования, описан способ определения методических погрешностей измерений параметров пластов и скважин при анализе ограничений применимости МВИ в процессе ее метрологической аттестации.

МВИ параметров структурных зон неоднородных сред строится для типовой структуры среды (при ГИС – это двухслойная или трехслойная коаксиально-цилиндрическая среда, с вмещающими пластами или без них и т.д.). Модель (схема конструкции) типовой структуры среды – это упрощенное описание структуры реальной среды, являющееся неотъемлемой частью любой МВИ такого класса объектов измерений. Датчик (зонд, первичный преобразователь) аппаратуры, находясь в скважине, может располагаться относительно границ пластов по-разному. В поле датчика будут находиться несколько структурных зон. Их влияние необходимо знать и определенным образом учитывать.

Измерения удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов горных пород аппаратурой электрического каротажа с обычными градиент-зондами основаны на «методе кажущихся сопротивлений». Измеряемый параметр на входе аппаратуры называют «кажущимся удельным сопротивлением горной породы». В ГОСТ 22609-77 «Геофизические исследования в скважинах. Термины, определения и буквенные обозначения» этому термину дано следующее определение: «Значение удельного электрического сопротивления, рассчитанное по результатам измерения электрическими каротажными зондами по формуле, соответствующей однородной среде». Из данного определения следует, что речь идет лишь о расчетном значении УЭС в однородной среде. В нем отсутствуют главные признаки, от которых зависит числовое кажущееся значение УЭС. Оно зависит как от параметров однородных структурных зон (пластов, скважины) неоднородной горной породы, так и от расположения источников и приемников поля относительно границ структурных зон.

Поскольку сама физическая величина как объективная реальность не может быть кажущейся, то «кажущимся» следует называть лишь ее числовое значение на входе аппаратуры при измерениях этой величины в неоднородных средах при условии, что градуировка аппаратуры выполнена в бесконечной однородной среде. Например, кажущееся значение удельного электрического сопротивления горной породы.

Исходя из сказанного, сформулируем новое определение понятия «кажущееся значение параметра неоднородной среды». Это - значение, полученное путем прямых измерений или расчетным путем при фиксированном расположении источников и (или) приемников поля относительно структурных зон неоднородной среды, в предположении, что искусственное поле создается (или естественное поле существует) и его параметры измеряются в бесконечной однородной среде.

Из данного определения следует, что кажущееся значение параметра будет разным в зависимости от расстояния между источником и приемником поля в скважине. Поэтому, можно говорить об универсальности метода разноглубинного (бокового) зондирования при измерениях параметров пластов и скважин.

Таким образом, неоднородность среды является одним из источников методической погрешности скважинных измерений, проявляющейся при условии применения «идеальной» аппаратуры «идеальным» оператором. Классификация источников возникновения методической составляющей погрешности измерений параметров пластов и скважины приведена в табл. 1.

Методические погрешности носят, как правило, систематический характер.


Таблица 1 - Классификация источников методической погрешности измерений

Классификационный признак методической погрешности

Источники возникновения

методической погрешности

1. Неадекватность принятой в МВИ типовой и реальной структуры исследуемой среды, находящейся в поле зонда

  • Влияние свойств и линейных размеров структурных зон среды, неучтенных в МВИ

  • Несоответствие взаимного расположения зон типовой структуры среды, принятой в типовой МВИ, их реальному расположению при выполнении измерений

  • Несоответствие реального (принятого) и идеального (требуемого) алгоритмов «осреднения» параметров в пределах одной неоднородной зоны или нескольких однородных (или неоднородных) зон, а также на границах между ними

  • Не учитываемая анизотропия свойств структурных зон

2. Взаимное расположение элементов зонда и среды

  • Несоответствие взаимного расположения источников и приемников поля относительно структурных зон среды при математическом или физическом моделировании (в МВИ) и при выполнении реальных измерений

3. Неточность вычислительных процедур

  • Применение упрощенных алгоритмов вычислений

  • Ограниченность числа разрядов технических средств и программ вычислений


Их оценка и анализ необходимы на этапе построения и метрологической аттестации МВИ с целью установления ограничений применимости этой методики.

Способ определения методических составляющих погрешности измерений параметров пластов и скважины основан на математическом или физическом моделировании измерительного процесса (рис. 1).

За оценку методической погрешности принимается разность между измеренным значением параметра, полученным по МВИ без учета влияющего фактора, и измеренным (эталонным) значением параметра, полученным по МВИ с учетом влияющего фактора, при условии, что моделируемые кажущиеся значения параметра в обоих случаях (по обоим МВИ) равны.

Метрологическая аттестация методик выполнения измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин сводится к установлению ограничений их применимости по параметрам влияющих факторов, при которых измеряемые параметры могут быть определены с гарантированной точностью. При этом проверяется правильность вычисления доверительных границ погрешности




Эталонное

значение искомого параметра пласта или скважины

^ Последовательность измеренных значений искомого параметра




Значение параметра i- го влияющего фактора






Модель

по МВИ, не учитывающей влияние i- го фактора




Модель

по МВИ, учитывающей влияние i- го фактора








П О И С К

значения параметра , при котором









^ ОЦЕНКА МЕТОДИЧЕСКОЙ ПОГРЕШНОСТИ,

обусловленной влиянием i- го фактора






Рис. 1. Схема процесса оценки методических составляющих

погрешности измерений параметров пластов и скважины


запланированных прямых и других косвенных измерений и удовлетворения требований по ограничению применимости МВИ.

Неоднородность среды также порождает необходимость введения новых метрологических характеристик скважинной аппаратуры, отражающих глубинность и разрешающую способность зондов. Эти характеристики также необходимы при установлении ограничений применимости МВИ.

Что касается системы МО МВИ параметров пластов и скважины, применяемых на этапе интерпретации результатов прямых скважинных измерений, то следует рассмотреть три основных случая их построения.

В первом случае МВИ базируются на петрофизических связях, поэтому их аттестация возможна только при полном функционировании Системы МО ГИС, включая аттестацию петрофизических лабораторий. Во втором случае МВИ не включает петрофизические связи, но базируется на косвенных измерениях параметров пластов и скважины, что позволяет оценивать границы возможных погрешностей аналитическим путем при условии, что контролируются все источники инструментальной погрешности измерений. Если МВИ основана на прямых измерениях параметров пластов и скважины, то ее аттестация не вызывает затруднений и может быть выполнена при условии, если все нормированные характеристики основной и дополнительной погрешности периодически контролируются. Однако, как было сказано выше, это условие для большинства видов скважинных измерений не выполняется.

Окончательным итогом геологической интерпретации, в целом, является определение геологических параметров, представляющих собой числовые оценки вещественного состава, структуры и элементов залегания пласта.

Таким образом, новый класс метрологических задач при измерениях параметров неоднородных пластов и скважин требует новых подходов для их решения. Потребовалось уточнение определения понятия «кажущееся значение параметра неоднородной среды» и разработка способа определения методических погрешностей измерений применительно к скважинным измерениям параметров пластов и скважин. Установлено, что при аттестации МВИ параметров пластов и скважин определяются границы ее применимости по влияющим факторам, вызывающим методические погрешности измерений, а также оценивается правильность методики вычисления доверительных границ не исключенной инструментальной погрешности скважинных измерений.

^ В третьей главе рассмотрены источники инструментальной погрешности измерений параметров пластов, уточнены комплексы нормируемых метрологических характеристик скважинной геофизической аппаратуры, описана методика расчета погрешности аппаратуры в реальных условиях ее применения по нормированным метрологическим характеристикам ее составных частей.

Инструментальные погрешности скважинных измерений обусловлены не идеальностью средств измерений. Не идеальность скважинной аппаратуры проявляется в отличии реальной функции преобразования от номинальной (приписанной) функции. Различают характеристики основной и дополнительной погрешностей. Характеристики первой оцениваются в нормальных условиях, характеристики второй – в рабочих. Характеристики основной погрешности аппаратуры отражают наличие систематической и случайной составляющих погрешности, вариации (люфтов) и нестабильности во времени. Характеристики дополнительной погрешности отражают реакцию аппаратуры на воздействие влияющих факторов, значения которых отличаются от нормальных.

Другим источником инструментальной погрешности является не идеальность эталонов единиц физических величин, эталонных средств измерений и системы передачи единиц рабочим средствам измерений.

Выделим некоторые не учитываемые факторы, влияющие на инструментальную составляющую погрешности измерений параметров пластов и скважины для наиболее распространенных методов ГИС (табл. 2).


Таблица 2 - Источники инструментальной погрешности измерений

Вид измерений или измеряемый параметр

Источники инструментальной погрешности

Измерения скважинной глубины залегания объектов с помощью размеченного геофизического кабеля

Не вводится коррекция на удлинения кабеля под действием температуры, трения его о стенки скважины, выталкивающей силы промывочной жидкости, раскручивания кабеля при его свободном подвесе в скважине. Не оцениваются константы удлинения и их погрешности индивидуально для каждого типа кабеля.

Инклинометрические измерения азимутальных углов плоскости наклона скважины

Низкая разрешающая способность ориентир-буссоли 0,25о , применяемой при аттестации инклинометрических установок; не учитываемые суточные изменения нуля азимута естественного магнитного поля Земли от 0,5 до 2,0о.

Измерения параметров поперечного сечения скважины (средний диаметр скважины)

Не контролируемая вариация выходного сигнала, обусловленная люфтами механических систем каверномера-профилемера. Ограниченное число измерительных рычагов.

Измерения удельного электрического сопротивления зондами БКЗ и БК

Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальным значением коэффициента зонда; периодический контроль (калибровка) электронно-преобразовательного тракта без учета реальных параметров зонда.

Измерения удельной электрическй проводимости зондами ИК

Отличие реальной функции преобразования от расчетной функции с номинальными параметрами зонда; периодический контроль аппаратуры с использованием имитатора удельной электрической проводимости (тест-кольца) с расчетными параметрами. Отсутствие периодического контроля погрешности имитатора с использованием электролитического эталона удельной электрической проводимости и эталонного зонда.

Измерения акустических параметров пластов, цементного кольца и колонны

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.

Измерения коэффициента пористости пластов методами нейтронного каротажа (НК)

Существенная нестандартность (разброс) параметров зондов НК, применение имитаторов коэффициента пористости для калибровки нестандартных зондов НК. Не вводится коррекция за влияние минералогического состава, содержания хлора в пласте и скважине, диаметра скважины, изменения коэффициента нефтенасыщенности, температуры в скважине.


продолжение таблицы 2

Измерения плотности и эффективного атомного номера пластов методами гамма-гамма-каротажа (ГГК)

Разброс параметров зондов ГГК, применение имитаторов плотности для калибровки нестандартных зондов ГГК. Слабая экранировка от среды в скважине у приборов ГГК диаметром 73 мм и менее, что приводит к возникновению систематических погрешностей при калибровке в воздухе с использованием имитаторов плотности в виде полупластов.

Измерения параметров естественного гамма-излучения пластов методами интегрального гамма-каротажа (ГК)

Отличие энергетического спектра гамма квантов при измерениях в скважинах и при градуировке зонда интегрального ГК в единицах мощности экспозиционной дозы гамма-излучения (МЭД) или в единицах уранового эквивалента, так как зонд ГК является обычным счетчиком гамма-квантов в широком спектре их энергий. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры.

Измерения параметров естественного гамма-излуче-ния пластов методами спектрометрического СГК

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности аппаратуры СГК.

Измерения толщины стенки обсадных труб и плотности вещества в затрубном пространстве

Не учитываемое влияние плотности вещества в затрубном пространстве на канал толщиномера обсадных колонн аппаратуры СГДТ-НВ, СГДТ-100, СГДТ-СТ.

Измерения температуры

Динамические погрешности, обусловленные инерционными свойствами датчиков температуры

Измерения влагосодержания нефти

Отличие структуры потока при измерениях в скважинах (локализованные вода в нефти или нефть в воде) и при градуировке скважинного влагомера нефти (однородная эмульсия).

Измерения расхода и дебита в скважинах

Отличие состава потока при измерениях в скважинах (вода, нефть, газ) и при градуировке расходомера (вода), за исключением случаев измерений при закачке пресной воды. Отсутствие периодического контроля температурной погрешности расходомеров.

Измерения УЭС и плотности жидкости в скважинах

Отсутствие периодического контроля температурной погрешности скважинных резистивиметров и гамма-

гамма плотномеров жидкости.


Видно, что источников инструментальной составляющей погрешности скважинных измерений много Необходимы их анализ, нормирование и контроль.

Нормируемые метрологические характеристики (НМХ) – это основные показатели качества аппаратуры. Главные из них – характеристики погрешности. Характеристики основной погрешности и характеристики влияния устанавливаются отдельно для скважинной и наземной частей аппаратуры. В комплекс НМХ для каждого измерительного канала геофизической аппаратуры рекомендуеся включать следующие характеристики:

(ор)с - пределы допускаемой основной относительной погрешности скважинной части аппаратуры (скважинного преобразователя);

(ор)н - пределы допускаемой основной относительной погрешности наземного преобразователя (наземной панели);

р (Т) - граничная функция влияния температуры скважинной среды на погрешность скважинного преобразователя (зонда) аппаратуры;

(рт)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя в интервале температур от +10 до +45 С;

(pu)c - наибольшие допускаемые изменения погрешности скважинного преобразователя при изменении напряжения (или тока) питания в установленных пределах;

(pu)н - наибольшие допускаемые изменения погрешности наземного преобразователя при изменении напряжения питания сети переменного тока в интервале от 200 до 240 В;

- пределы основной относительной погрешности каротажного регистратора, содержащего аналого-цифровой преобразователь (АЦП) в измерительном канале.

Если случайная составляющая погрешности канала существенна, то вместо характеристик основной погрешности могут быть нормированы характеристики составляющих основной относительной погрешности (оsр – предел допускаемой систематической составляющей основной относительной погрешности и р о  - предел допускаемого среднего квадратического отклонения случайной составляющей основной относительной погрешности).

Формула для определения доверительных границ относительной погрешности скважинной аппаратуры в реальных условиях ее эксплуатации имеет следующий вид:

, (1)

где =1,1 при доверительной вероятности Р = 0,95 (по ГОСТ 8.207-76) ;

(ор)с , (ор)н , р (Тс) , (рт)н , (рu)с , (рu)н , рreg – нормированные значения характеристик относительной погрешности скважинной и наземной частей аппаратуры, - нормированное или оцененное значение дополнительной относительной погрешности, обусловленной i– м из m существенно влияющих факторов.

Полученные доверительные границы погрешности аппаратуры используются для представления результатов измеренных значений параметра в виде доверительного интервала для истинного значения измеряемого параметра по формулам:

или . (2)

Предварительные расчетные оценки доверительных границ абсолютной инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин для фиксированных скважинных условий показаны в табл. 3.


Таблица 3 - Расчетные оценки доверительных границ инструментальной погрешности измерений параметров нефтегазовых пластов и скважин

Измеряемый параметр, аппаратура, единица

Доверительные границы абсолютной погрешности


Скважинные условия измерений

Интервальное время распространения ультразвука, МАК-2, мкс/м


±(1+0,05∆t)

Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.

Коэффициент затухания ультразвука, МАК-2, дБ/м

±(2+0,1α)

Угол наклона скважины менее 30о , температура 90 оС.

УЭС зондом БК, К1-723

±(1+0,13ρ)

Температура 90 оС.

УЭС зондом БКЗ, Омм

±(1+0,08ρ)

Температура 90 оС.

МЭД естественной гамма-активности пород

±(0,2+0,18МЭД)


Энергия осечки 60 кЭВ, температура 90 оС.

Плотность горной породы, МАРК-1, кг/м3

±(20+0,025σ)


Диаметр скважины 216 мм, температура 90 оС.

Коэффициент водонасыщенной пористости горной породы, СРК-73, %

±(0,4+0,05W)


Чистый кальцит, Диаметр скважины 216 мм, нулевое хлоросодержание в пласте и скважине, температура 90 оС.

Толщина стенки труб, СГДТ-НВ, мм

±0,8

Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.

Плотность вещества в затрубном пространстве, СГДТ-НВ, кг/м3


±180

Использование типовой функции преобразования для колонны диаметром 146 и 168 мм, температура 90 оС.

Диаметр скважины (среднее значение), К2-732, мм

±7

Угол наклона скважины менее 30о , температура 110 оС.

Азимутальный, зенитный и визирный углы, ИОН-1, град

±1,0; ±0,5; ±1,0

При зенитном угле более 3о, температура 90 оС.

Температура и давление, АГАТ-К-9, оС

±1,2

Газосодержание в жидкости равно 0, температура 90 оС.

Расход жидкости в колонне, ГРАНАТ, м3/ч

±(0,4+0,05Q)


Внутренний диаметр колонны 130 мм, вода, температура 90 оС.

УЭС жидкости, РИС-42

±(0,2+0,06ρ)

Температура 90 оС.


продолжение таблицы 3

Влагосодержание нефти, АГАТ-К-9, %

±(0,5+0,06W)


Газосодержание в жидкости равно нулю, температура 90 оС.

Плотность жидкости, ПЛ-1, кг/м3

±10

Содержание газа в жидкости равно нулю, температура 90 оС.

rabochaya-programma-po-literature-sostavlena-na-osnove-federalnogo-gosudarstvennogo-standarta-obshego-obrazovaniya-utverzhdyon-prikazom-mo-rf-o-05-03-2004-goda-1089.html
rabochaya-programma-po-literature-sostavlena-na-osnove-federalnogo-komponenta-gosudarstvennogo-standarta-srednego-polnogo-obshego-obrazovaniya-primernoj-programmi-po-literature-dlya-9-klassa.html
rabochaya-programma-po-literature-sostavlena-v-sootvetstvii-s-osnovnimi-polozheniyami-federalnogo-gosudarstvennogo-obrazovatelnogo-standarta-osnovnogo-obshego-obrazovaniya.html
rabochaya-programma-po-literature-stupen-obucheniya-klass-stranica-4.html
rabochaya-programma-po-literature-uchitelya-ribkinoj-natalii-ivanovni.html
rabochaya-programma-po-literature-v-10-klasse-vklyuchaet-sleduyushie-razdeli-poyasnitelnuyu-zapisku-osnovnoe-soderzhanie-s-primernim-raspredeleniem-uchebnih-chasov-po-razdelam-kursa.html
  • thesis.bystrickaya.ru/programma-1-den-6-dekabrya-200-stranica-6.html
  • thescience.bystrickaya.ru/ivanovskij-leonid-igorevich.html
  • uchenik.bystrickaya.ru/chasti-tela-i-ih-funkcii-sootnositelno-s-zonami-vliyaniya-kachestv-istochnik-s-kotorogo-bil-otskanirovan-tekst-neizvesten.html
  • literatura.bystrickaya.ru/resheniem-pedagogicheskogo-soveta.html
  • education.bystrickaya.ru/126-urovni-upravleniya-uchebno-metodicheskij-kompleks-informacionnie-resursi-disciplini-uchebnoe-posobie-sankt-peterburg.html
  • notebook.bystrickaya.ru/httpkp-uadaily23070849117.html
  • zadachi.bystrickaya.ru/rabota-s-pedagogicheskim-kollektivom-rezultati-uchastiya-uchashihsya-v-olimpiadah-i-konkursah-34.html
  • uchitel.bystrickaya.ru/rabochaya-programma-specialnost-svyazi-s-obshestvennostyu-status-disciplini-opd.html
  • credit.bystrickaya.ru/partment-of-the-university-did-you-take-preparatory-courses-in-englishrussian-history-of-science.html
  • klass.bystrickaya.ru/averyanov-l-ya-iskusstvo-zadavat-voprosi-m-1987.html
  • literatura.bystrickaya.ru/skazka-o-prigune-i-skolzyashem-26-stranica-7.html
  • zanyatie.bystrickaya.ru/regionalnie-programmi-11-vologda-11-vyacheslav-pozgalyov-slishat-lyudej-odno-iz-glavnih-umenij-vlasti-vsyo35-11-rostovskaya-oblast-12.html
  • literatura.bystrickaya.ru/slovo-21-o-raznih-predmetah-v-voprosah-i-otvetah-prepodobnij-isaak-sirin.html
  • college.bystrickaya.ru/3-rodoslovnaya-dvuh-iisus-otrokov-antroposofiya-i-bibliya.html
  • ucheba.bystrickaya.ru/problema-perevoda-biblii-v-perepiske-avgustina-i-ieronima.html
  • nauka.bystrickaya.ru/vhod-dlya-polzovatelej-konspekt-lekcij-pomozhet-v-podgotovke-i-uspeshnoj-sdache-ekzamenov-lekciya-krizisi-v-tendenciyah.html
  • exam.bystrickaya.ru/vedushij-spasibo-tak-igor-evgenevich-pozhalujsta-levitin-ie-as-takoe-meropriyatie-vpervie-provoditsya-opita.html
  • lesson.bystrickaya.ru/nazvanie-stati-ustojchivoe-ocenivanie-odnovremennogo-trenda-srednego-i-dispersii-sluchajnogo-signala.html
  • assessments.bystrickaya.ru/doklad-na-oblastnom-seminare-soveshanii-sohranenie-zhizni-i-zdorovya-rabotnikov-nasha-obshaya-zadacha.html
  • writing.bystrickaya.ru/crimonology-essay-research-paper-if-you-look.html
  • letter.bystrickaya.ru/nauchnihrabo-t-stranica-9.html
  • thescience.bystrickaya.ru/iz-opita-raboti-uchitelya-istorii-i-obshestvoznaniya-novoberezovskoj-sosh-letyaginoj-tamari-vladimirovni.html
  • teacher.bystrickaya.ru/glava-8-gabriel-garsiya-markes-izvestie-o-pohishenii.html
  • desk.bystrickaya.ru/otchet-o-samoobsledovanii-osnovnoj-obrazovatelnoj-programmi-po-specialnosti-napravleniyu-060108-farmaciya-stranica-3.html
  • notebook.bystrickaya.ru/gosudarstvennij-standart-soyuza-ssr.html
  • education.bystrickaya.ru/232-kreditnaya-istoriya-emitenta-305044-rossiya-g-kursk-krasnoznamyonnaya-22-korp-a-informaciya-soderzhashayasya.html
  • textbook.bystrickaya.ru/kakie-sushestvuyut-standarti-pravila-i-soglasheniya-v-oblasti-postroeniya-vichislitelnih-setej.html
  • control.bystrickaya.ru/bogi-vladimira-kniga-prodolzhenie-monografii-b-a-ribakova-yazichestvo-drevnih-slavyan.html
  • diploma.bystrickaya.ru/zhenskaya-prestupnost-ee-osobennosti-i-preduprezhdenie-chast-5.html
  • exchangerate.bystrickaya.ru/glava-iv-gosudarstvennij-kommunizm-mihail-ivanovich-tugan-baranovskij.html
  • tests.bystrickaya.ru/kursovaya-rabota-tema-razrabotka-i-prodvizhenie-tura-dlya-shkolnikov.html
  • learn.bystrickaya.ru/fenomen-igri-v-proze-germana-gesse.html
  • obrazovanie.bystrickaya.ru/pravo-na-zabastovku-organizaciya-i-procedura-eyo-provedeniya-v-rf-chast-2.html
  • prepodavatel.bystrickaya.ru/tema-30-prestupleniya-protiv-zdorovya-naseleniya-i-obshestvennoj-nravstvennosti.html
  • prepodavatel.bystrickaya.ru/spravochnikt-e-prednaznachen-za-lekari-zbolekari-farmacevti-i-studenti.html
  • © bystrickaya.ru
    Мобильный рефератник - для мобильных людей.