Будова, принцип роботи апаратури СПАК-6
Робота апаратури базується на збудженні пружних ультразвукових коливань, їх прийому після проходження через породу та аналізі з метою оцінки їх кінематичних і динамічних характеристик, і як наслідок визначення акустичних характеристик гірських порід. Збудження коливань здійснюється за допомогою випромінювачів, які розміщені відносно приймача на різних відстанях.
Пружні коливання, які надходять до приймача перетворюються в коливання електричного струму – інформаційні сигнали, підсилюються і по геофізичному кабелю надходять до блоку керування наземної панелі (АНК-М).
Рисунок 8.1 – Функціональна схема свердловинного приладу СПАК-6
Принцип роботи наземної панелі (АНК-М) базується на комбінованому (частотному, часовому та амплітудному) аналізі сигналів, що надходять від свердловинного приладу. Дані сигнали мають складну форму – широкий спектр частот змішаних з шумами і частотними перешкодами самого різного походження. В результаті обробки акустичного інформаційного сигналу видiляютьcя синхроімпульси, які відповідають моментам збудження випромінювачів свердловинного приладу. Фіксуються моменти приходу (першого вступу) повздовжньої ультразвукової хвилі розповсюдженої через навколо-свердловинне середовище, а також формуються імпульси, які відповідають часовим інтервалам, що вимірюються. Вказані імпульси, а також оброблений акустичний сигнал, надходять, на вхід відповідних функціональних перетворювачів часових і амплітудних параметрів, які забезпечують їх перетворення в повільно змінну напругу, після чого реєструється реєстратором станції, як функція глибин.
Обробка сигналів, які надходять, проводиться як в режимі акустичного каротажу (режим АК), так і в режимі каротажу якості цементування (режим АКЦ).
В режимі акустичного каротажу (АК) вимірюється:
1. Час розповсюдження пружних коливань на фіксованій базі між двома випромінювачами – ΔТ.
2. Час розповсюдження пружних коливань між ближнім випромінювачем і приймачем – Т1.
3. Час розповсюдження пружних коливань між віддаленим випромінювачем і приймачем – Т2.
4. Відносна амплітуда сигналу, який виробляється свердловинним приладом, при впливі на приймач-перетворювач повздовжньої хвилі від ближнього випромінювача – А1.
5. Відносна амплітуда сигналу, який виробляється свердловинним приладом при впливі на приймач-перетворювач повздовжньої хвилі від віддаленого випромінювача – А2.
6. Коефіцієнт затухання
.
При роботі в режимі контролю якості цементування (АКЦ) вимірюється:
1. Час розповсюдження повздовжньої акустичної хвилі по породі - Тп.
2. Відносна амплітуда сигналу, який виробляється свердловинним приладом, при впливі на приймач-перетворювач повздовжньої хвилі по породі – Ап.
3. Відносна амплітуда сигналу, який виробляється свердловинним приладом при впливі на приймач-перетворювач повздовжньої хвилі по колоні – Ак.
8.5 Функціональна схема наземного пульта
Передача інформаційного сигналу на наземний вимірювальний пульт здійснюється по першій і другій жилам кабелю. Передача напруги частотою 400 Hz для живлення свердловинного приладу здійснюється по середній точці кола, утвореного першою і другою жилами кабелю, вхідним трансформатором блоку керування, узгоджуючим трансформатором свердловинного приладу і бронею кабелю. По третій жилі і броні кабелю здійснюється передача в свердловинний прилад пускових імпульсів та постійної напруги для керування перемикачем підсилюванням, а також передача синхроімпульсів свердловинного приладу в блок керування наземної панелі.
Вхідний сигнал з блоку керування надходить до підсилювача пристрою відеоконтролю, і дальше на підсилювач автоматичного регулювання підсилення дискримінатора.
Схема синхронізації блоку керування формує імпульси нормалізованої амплітуди і тривалості, які відповідають моментам спрацювання випромінювачів ближнього і віддаленого каналів. Ці імпульси використовуються для синхронізації і формування керуючих імпульсів у інших вузлах пульта.
Від відповідних синхроімпульсів спрацьовують одновібратори блокування Т1 і Т2, які закривають вимірювальний канал на час, протягом якого неможливий прихід інформаційного сигналу. Імпульси одновібраторів надходять до входів змішувача імпульсів блокування, вихідні імпульси якого запускають схему блокування перешкод.
Інформаційний сигнал з виходу підсилювача, автоматичне регулювання підсилення (АРП), надходять до входів дискримінаторів, які спрацьовують від напівперіодів (вступів) сигналу додатної та від’ємної полярності відповідно. Порогові рівні дискримінаторів при виділенні сигналів ближнього і дальнього каналів регулюються за допомогою схеми встановлення порогу, яка керується відповідними синхроімпульсами. При відсутності імпульсів дискримінатора проміжний тригер перемикається імпульсом фіксатора гідрохвилі, тривалість якого рівна максимально можливому часі розповсюдження сигналу в дальньому каналі.
Імпульси двохпорогового пристрою перемикають тригери Т1 і Т2, які встановлені в початковий стан відповідними синхроімпульсами. Таким чином, тривалість імпульсів сформованих тригером Т1 і Т2 рівна часу розповсюдження пружних коливань між відповідним випромінювачем і приймачем.
8.6 Підготовка апаратури СПАК-6 до роботи
Встановити в панель змінний блок керування і з’єднати сигнальний вхід і вихід синхронізації з розйомами «Сигнал» та «Синхронізація» пульту.
Встановити органи керування пульту в наступні вихідні положення:
- перемикач «Контроль» – в положення «Живлення»;
- тумблер «Авт. Блокіровка» – в положення «Виключено»;
- тумблер «Блокіровка Перешкод» – в положення «Виключено»;
- тумблер «Строб» – в положення «Постійно»;
- перемикач «Режим» – в положення «MP Калібратор»;
- ручку «Рівень дискримінації – Канал 2» - в крайнє праве положення;
- тумблер «Амплітуда мітки» – в положення «Постійно»;
- перемикач «Продолж. (µs)» – в положення «10/50»
- кнопка «ΔТ» - відтиснута
- кнопка «Т1» - натиснута
- тумблер «12,5 Hz» - «25 Hz» – в положення «25 Hz»
Всі інші органи керування можуть находитись в довільному положенні.
Підключити пульт до живлення і, почерзі натискаючи кнопку «Контроль» «+5 U»; «-12 V»; «+І2 V», проконтролюйте за допомогою індикаторному приладу наявність напруги живлення пульта.
Увімкнувши нуль, встановити на блоці керування режим імітації акустичного сигналу і проконтролюйте появу на екрані осцилографа стійкого зображення сигналів.
Встановіть необхідне зміщення сигналів на екрані осцилографа за допомогою ручки «Зміщення У».
За допомогою, ручки «Блокіровка Т1 і Т2», спостерігаючи за мітками ручної блокіровки, встановіть тривалість імпульсів ручного блокування, рівною 300 в.
Ручкою «Рівень Дискримінації - канал 1» встановіть мітку спрацьовування дискримінатора на другий вступ імітаційного сигналу.
Переключивши тумблер «Авт. Блокіровка» в положення «Вкл» проконтролюйте появу на екрані, осцилографа мітки спостережуючого блокування.
По черзі встановлюючи перемикач «Контроль» в полошення «Т1»; «Т2»; «ΔТ»; «А2» і «А1/А2», проконтролюйте наявність вихідних напруг, відповідних вимірювальних перетворювачів.
Порядок виконання роботи
Калібрування каналів вимірювання часових і амплітудних параметрів
1.Встановіть перемикач «Режим» в положення «Вст.0». перемикач «Затухання» в положення «0». Підготувавши “Фозот” згідно інструкції по експлуатації, пропишіть нульові рівні вимірювальних каналів. Перемикач «Режим» в положенні «Калібратор».
2.Встановіть перемикачем «Тривалість» необхідні значення стандарт-сигналів Т1 і Т2 і пропишіть їх.
3.Встановіть перемикачем «Тривалість» необхідне значення стандарт-сигналу ΔТ і пропишіть його.
4.Встановіть перемикачем «Затухання» dB необхідне значення затухання і пропишіть стандарт-сигнали Аl; А2; АІ/А2.
5.Відключіть калібратор, встановіть лівий перемикач «Тривалість» в положення «Виключено»
Вимірювання амплітудних і часових параметрів акустичного сигналу в режимі «АК»
1.Встановіть лівий перемикач «Режим» на вимірювальному пульті в положення «Вимірювання», а правий в положення «ПР».
2.Органами керування на блоці керування свердловинним приладом необхідно добитися стійкого зображення акустичного сигналу.
3.Встановіть атенюатором блоку керування рівень сигналу при якому відсутнє обмеження хвильової картинки на екрані осцилографа.
4.Спостерігаючи за мітками ручного блокування і дискримінатора на зображенні сигналу, встановіть необхідні тривалості імпульсів блокування і рівень дискримінації.
5.Пропишіть акустичний сигнал на комп’ютер.
8.8 Контрольні питання
1. Призначення та принцип роботи апаратури СПАК-6.
2. Намалюйте блок-схему апаратури СПАК-6.
3. Призначення калібратора.
4. Назвіть основні параметричні характеристики апаратури СПАК-6.
5. Що називається акустичним зондом, його параметричні характеристики?
6. Основні характеристики розповсюдження акустичної хвилі.
8.9 Література
1.Технічний опис та інструкція по експлуатації апаратури СПАК-6.
2.Померанц Л.И., Чукин В.Г. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. – М. Недра, 1978.
Лабораторна робота №9
Вивчення будови, принципу роботи
та градуювання інклінометра
3.1 Мета роботи
Вивчити фізичні основи даного методу, будову та принцип роботи апаратури, а також провести градуювання інклінометра.
3.2 Теорія
Свердловини проектуються вертикальними або похило-направленими. В процесі буріння стовбур свердловини відхиляється від заданого напрямку з ряду причин геологічного та технічного характеру. Фактичне відхилення осі свердловини від вертикалі в якому-небудь напрямку називається викривленням свердловини. Воно визначається кутом викривлення y і магнітним азимутом викривлення j (Рис. 3.1). Кут нахилу свердловини вимірюється між віссю свердловини і горизонтальною площиною та дорівнює 90° – y. Магнітний азимут викривлення визначається кутом між напрямком на магнітний північ і горизонтальною проекцію осі свердловини, яка взята у бік збільшення глибини свердловини. Площина, що проходить через вертикаль і вісь свердловини у визначеному інтервалі глибин, називається площиною викривлення.
li – довжина свердловини; hi, li-1 – глибина розташування вибою й абсолютна оцінка устя; А – вісь свердловини; П-нм, П-дм – магнітні північні та південні полюса.
Рисунок 3.1 – Проекція ділянки стовбура свердловини на горизонтальну площину (б) і ділянка осі свердловини у вертикальній площині (а)
Дані про викривлення свердловини необхідні для визначення глибини розташування вибою та дійсних глибин залягання пластів, розрахунку нормальної потужності пластів, для здійснення контролю за викривленням свердловини та виявленням ділянок різких відхилень стовбура свердловини, що можуть ускладнити спуск бурового інструмента, геофізичних приладів, обсадних труб і свердловинних фільтрів.
3.3 Апаратура, обладнання та матеріали
Вимір кута й азимута викривлення свердловин здійснюється спеціальними приладами-інклінометрами, які можна об’єднати в три групи:
1) інклінометри з дистанційним електричним виміром;
2) фотоінклінометри;
3) гіроскопічні інклінометри.
В інклінометрах перших двох груп елементи викривлення свердловини визначаються за допомогою земного магнітного поля та сили тяжіння. Робота інклінометрів третьої групи заснована на гіроскопічному ефекті. Більш детально розглянемо роботу інклінометрів з дистанційним електричним виміром.
Найбільш розповсюдженими інклінометрами цієї групи є ІШ-2, ІШ-3, ІШ-4, ІШ-4Т конструкції І. В. Шевченка, ІК-2, ІТ-200, УМІ-25, ЗІ-1М та І-7.
Головна механічна частина приладів – обертова рамка, вісь якої збігається з головною віссю інклінометра (Рис. 3.2). Центр ваги рамки зміщений так, що площина її завжди розташовується перпендикулярно до площини викривлення свердловини. В рамці містяться датчики азимута і кута викривлення свердловини.
1 – підшипник; 2 – контактні кільця колектора; 3 – колектор; 4 – магнітна стрілка;
5 – пружинні контакти стрілки; 6 – азимутальний реохорд; 7 – контактне кільце; 8 – вістря; 9 – вантаж бусолі; 10 – дугоподібний важіль; 11 – схил; 12 – струмопровідний провід датчика кута; 13 – стрілка схилу; 14 – кутовий реохорд; 15 – вантаж, що орієнтує рамку; 16 – керн рамки.
Рисунок 3.2 – Схема вимірювальної частини інклінометрів типу ІШ і ІК
Датчик азимута складається з бусолі, магнітної стрілки, яка переміщається над круговим реостатом. Бусоль підвішена на двох закріплених у рамці півосях так, що вістря, на якому обертається магнітна стрілка, розташовується вертикально, а колодка з азимутальним реохордом – горизонтально. При вимірі азимута, магнітна стрілка, за допомогою встановлених на ній пружинних контактів, з’єднує струмопровідне кільце з однією з точок реохорда. У вимірювальний ланцюг вводиться ділянка азимутального реохорда, опір якого пропорційний величині азимута викривлення.
Датчик кута викривлення складається з дугового реостата, який розміщений напроти кінця стрілки та важеля, з яким скріплена стрілка. Важіль і стрілка знаходяться в площині викривлення, яка перпендикулярна до осі рамки. При вертикальному положенні приладу кінець стрілки важеля знаходиться напроти початку реохорда. При нахилі приладу стрілка відхиляється щодо цього положення на кут, який дорівнює куту відхилення свердловини від вертикалі. При замиканні струменевої ланки кінець стрілки притискається до кутового реохорда. У вимірювальний ланцюг при цьому вводиться ділянка кутового реохорда, опір якого пропорційний величині кута викривлення.
Електричні схеми інклінометрів приведені на рисунку 3.3.
Raз, Rкут – азимутальний і кутовий реохорди; Paз, Pкут – реле азимута і кута;
Kaз, Kкут – азимутальне і кутове кільця; П1, П2 – перемикачі; Д1-Д3 – діоди;
РП – прилад, який реєструє
Рисунок 3.3 – Електричні схеми інклінометрів ІШ-2 (а) і ІК-2 (б)
Інклінометр ІК-2 призначений для роботи з одножильним кабелем. Його електрична схема складається із комбінації електричних схем інклінометрів ІШ-3 та ІШ-4. Переключення позицій для виміру кута й азимута викривлення виконується за допомогою електромагніта L, за допомогою зміни полярності джерела живлення. Для живлення приладу використовується постійний струм напругою 140 В. Для виміру елементів викривлення свердловини застосовується мостова схема. Міст врівноважується круговим реохордом R. Відлік величин азимутів і кутів викривлення проводиться безпосередньо по градуйованій шкалі.
Універсальним малогабаритним інклінометром УМІ-25 вимірюють кути й азимути викривлення необсаджених глибоких нафтових і газових свердловин, свердловин алмазного буріння, а також елементи викривлення свердловин у процесі їх буріння. За конструкцією та електричною схемою він аналогічний розглянутим інклінометрам (Рис. 3.3). На відміну від інклінометрів типів ІШ і ІК прилад забезпечує роботу в буровому інструменті й в обсаджених свердловинах, де діаметр прохідного отвору не менш 30 мм. Прилад УМІ-25 може експлуатуватися з одножильним і трьохжильним кабелем.
Інклінометри ІТ-200 і І-7 використовуються для дослідження глибоких і надглибоких свердловин. За конструкцією вони аналогічні інклінометрам типів ІШ, ІК та УМІ.
Кожухи всіх інклінометрів латунні або з немагнітної сталі. Вони заповнюються на 75% об’єму сумішшю трансформаторного масла з лігроїном або гасом для змащення вузлів і забезпечення затухання руху частин перемикаючого механізму та вимірювальної частини приладу. Вимір кута й азимута викривлення цими інклінометрами можливо тільки в необсаджених свердловинах. В обсаджених свердловинах сталевими колонами можна вимірювати тільки кут викривлення.
Похибки визначення кута й азимута викривлення свердловин пов’язані з порушенням ізоляції ланцюгів і жил кабелю, відхиленням сили струму живлення від необхідного значення, непаралельністю осей інклінометра і свердловини, недостатньо точним регулюванням механічних і електричних схем приладу. Непаралельність осей свердловини і приладу обумовлена наявністю каверн і нерівномірної товщини на стінках свердловин глинистої кірки. Для зменшення похибок вимірів y і j в останньому випадку збільшують довжину приладу шляхом приєднання до нього подовжувача, який служить як вантаж і дозволяє зберегти положення приладу, паралельно осі свердловини. Опір ізоляції ланцюгів приладу і жил кабелю повинний бути не менший 2 МОм.
Технічна характеристика деяких типів інклінометрів приведена в таблиці 3.1.
Градуювання інклінометрів
Перед вимірами в свердловині необхідно перевіряти правильність показів інклінометра. Градуювання приладу полягає в узгодженні значень магнітного азимута і кута викривлення свердловини, що вимірюються за допомогою інклінометра, із заданими значеннями азимута і кута.
Таблиця 3.1 – Технічні характеристики інклінометрів
| Марка | Діаметр, м | Довжина, мм | Маса, кг | Число жил кабеля | Межі вимірювання кута, градус | Гранична температура, °С | Граничний тиск, Па·108 | Похибка вимірювання елементів викривлення, градус | |
| Кут | Азимут | ||||||||
| ИШ-2 ИШ-4 ИК-2 УМИ-25 ИГ-200 И-7 ИФ-6 | 2360* | 12* 40* | 1; 3 | 0-48 0-50 0-50 0-50 0-50 0-45 0-90 | 0,50 0,50 0,65 0,65 1,20 1,20 0,60 | ±0,25 ±0,5 ±0,5 ±0,5 ±0,5 ±0,8 +0,5 | ±5 ±4 ±4 ±5 ±4 ±5 ±4 |
*Разом з подовжувачем.
Для задання певного азимута і кута викривлення використовують установочний стіл УСІ-2. Стіл із затиском для інклінометра має дві осі обертання – горизонтальну і вертикальну. Щоб задати інклінометру положення в тому чи іншому азимуті, його обертають у затиску біля вертикальної осі до одержання потрібного показу на лімбі; кут викривлення задається обертанням затиску біля горизонтальної осі, де є шкала для відліку кута.
Перед градуюванням стіл регулювальними гвинтами встановлюється в горизонтальне положення. Кути викривлення, що задаються на установчому столі, контролюються більш точним приладом – кутоміром-квадрантом. При градуюванні інклінометрів поблизу (до 5 м) не повинно бути предметів з магнітних матеріалів.
Представлення даних інклінометрії
Дані інклинометрії представляють у вигляді таблиці значень кута викривлення y, магнітного азимута j і дирекційного кута a, напрямку викривлення свердловини. Значення y, j і a відповідають визначеній глибині виміру.
Дирекційний кут – кут між північним кінцем осьового меридіана (або віссю Х географічної координатної сітки даної зони) і заданим напрямком; він відраховується від північного кінця меридіана за годинниковою стрілкою. Величина дирекційного кута визначається співвідношенням
, (3.1)
де g – кут зближення (кут між осьовим меридіаном і меридіаном у даній точці; він може бути додатнім або від’ємним); D – магнітне відхилення (східне – зі знаком плюс, західне – зі знаком мінус).
Таким чином, для одержання дирекційного кута викривлення свердловини необхідно до значення вимірюваного магнітного азимута j додати деякий кут g ± D, величина якого звичайно вказується на географічних картах.
За даними вимірюваного кута викривлення свердловини та вирахуваного дирекційного кута будується інклінограма – проекція осі свердловини на горизонтальну площину (Рис. 3.4). Інклінограму свердловини одержують шляхом послідовної побудови горизонтальних проекцій окремих ділянок свердловини, починаючи з найменшої глибини. При цьому значення y і a визначаються в окремих точках і умовно приймаються в якості середніх для інтервалу між двома сусідніми точками.
Рисунок 3.4 – Приклад побудови інклінограми
Горизонтальна проекція i-го інтервалу з кутом викривлення y
, (3.2)
де li = Hi-Hi-1 – довжина інтервалу: Hi-1 і Hi – глибини розташування верхньої і нижньої точок інтервалу.
Визначивши послідовно по формулі горизонтальні проекції окремих інтервалів, відклавши їх значення в масштабі за напрямками дирекційних кутів і з’єднавши початкову точку першого інтервалу з кінцевою точкою останнього інтервалу, одержимо загальну горизонтальну проекцію свердловини або загальне зміщення осі свердловини від вертикалі на дослідженій ділянці. Величина зміщення і його напрямок позначаються на плані. Інклінограма будується в масштабі 1:200.
Порядок проведення роботи
1.Встановити установочний стіл в горизонтальному положенні.
2.Закріпити інклінометр в установочний стіл.
3.Під’єднати інклінометр до панелі вимірювання.
4.За допомогою установочного стола задати кути азимуту та викривлення (кут азимуту задається з кроком 30° в діапазоні від 0 до 360°, а кут викривлення – з кроком 5° в діапазоні від 0 до 50°).
5.Включити панель вимірювання в мережу.
6.Вимірювання кута азимута:
6.1.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “заспокоєння” (почекати 12 с для заспокоєння чутливих елементів).
6.2.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “контрольне вимірювання азимута”, почекати 7 с. За допомогою ручки реостата “встановлення шкали” встановити стрілку на 360° і на приладі “нуль-індикатор моста” добитись нуля.
6.3.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “вимірювання азимута” та повертаючи рукоятку градуювального реостата добитись нульового положення стрілки приладу “нуль-індикатор моста”.
6.4.Отримані результати записати в таблицю 3.2.
7.Вимірювання кута викривлення:
7.1.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “заспокоєння” (почекати 12 с для заспокоєння чутливих елементів).
7.2.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “контрольне вимірювання кута викривлення”, почекати 7 с. За допомогою ручки реостата “встановлення шкали” встановити стрілку на 90° і на приладі “нуль-індикатор моста” добитись нуля.
7.3.Тумблер “контроль позиції” включити в позицію “вимірювання кута викривлення” та повертаючи рукоятку градуювального реостата добитись нульового положення стрілки приладу “нуль-індикатор моста”.
7.4.Отримані результати записати в таблицю 3.2.
8.За отриманими фактичними даними побудувати інклінограму, точки замірів взяти з кроком через 25 м.
Таблиця 3.2 – Результати проведення лабораторної роботи
| Кут азимута, який задається за допомогою установочного стола | Виміряний кут азимута | Кут викривлення, який задається за допомогою установочного стола | Виміряний кут викривлення |
| … | … | ||
3.5 Контрльні питання
1.Призначення інклінометрів.
2.Основні елементи інклінометрів.
3.Принцип роботи інклінометрів.
4.Призначення градуювання інклінометрів і порядок виконання.
5.Принцип побудови інклінограми.
3.6 Література
1. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.
2. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.
3. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.
Лабораторна робота №10
Вивчення будови, принципу роботи
та градуювання каверноміра
4.1 Мета роботи
Вивчити фізичні основи даного методу, будову та принцип роботи апаратури, а також провести градуювання каверноміра.
4.2 Теорія
При бурінні діаметр долота залежить від конструкції свердловини. Якщо діаметр пробуреної частини стовбура свердловини відповідає діаметру долота або коронки, то його називають номінальним. Однак у породах різної літології фактичний діаметр свердловини dc не завжди є номінальним і може бути більший або менший діаметра долота. Номінальний діаметр dн відзначається в щільних непроникних породах. Збільшення діаметра (dc/dв>1) – утворення каверн характерно для глинистих порід і пісків, зменшення (dc/dн<1) – для порід-колекторів, у які проникає фільтрат промивної рідини. Звуження діаметра свердловини обумовлено виникненням глинистої кірки на стінках свердловини в результаті фільтрації промивної рідини в пласти. Товщина глинистої кірки залежить від фізико-хімічних особливостей промивної рідини, а також і колекторських властивостей порід і може сягати 2-4 см.
Дані про фактичний діаметр свердловини необхідні для проведення наступних операцій:
1) розрахунку об’єму затрубного простору при визначенні кількості цементу, що вимагається для цементування обсадних колон;
2) виявлення найбільш сприятливих ділянок свердловини для встановлення башмака колони або фільтрів випробувача пластів;
3) контроль за станом стовбура свердловини в процесі буріння;
4) кількісної інтерпретації даних комплексу промислово-геофізичних методів (БКЗ, нейтронних та ін.);
5) уточнення геологічного розрізу свердловини (визначення літології порід, виділення колекторів та ін.).
Вимір фактичного діаметра свердловини здійснюється каверномірами. Крива фактичної зміни діаметру свердловини в масштабі глибин називається кавернограмою.
4.3 Апаратура, обладнання та матеріали
Використовують каверноміри типів СКС, СКТ і СКО, що мають по чотири вимірювальних важелі з двома плечами – довгим 1 і коротким 2 (Рис. 4.1). Довгий важіль притискається пружиною 3 до стінки свердловини 7. Коротке плече за допомогою кулачка переміщає шток 6, що зв’язаний механічно за допомогою троса з повзунком 5, який переміщається по омічному датчику 4. Цей датчик є загальним для всіх чотирьох важелів.
Рисунок 4.1 – Схема конструкції каверномірів типів СКТ і СКО
Принципи дії всіх існуючих типів каверномірів однакові та полягають в перетворенні механічних переміщень вимірювальних важелів в електричні сигнали, які передаються по лінії зв’язку на поверхню, а потім – на прилад, що реєструє. Розходження каверномірів полягає в електричних схемах, конструкціях і способах розкриття вимірювальних важелів.
Розрізняють каверноміри з містковою та потенціометричною схемами вимірювання для трьохжильного й одножильного кабелю (Рис. 4.2).
а – місткова схема; б, в – потенціометрична схема.
Rl, R3 – змінні опори моста; R2, R4 – постійні опори моста; КП – компенсатор поляризації: Rд – опір датчика; Г – генератор постійного струму; АВ – живляча ланка;
MN – вимірювальна ланка
Рисунок 4.2 – Електричні схеми каверномірів для роботи з трьохжильним (а, б) і одножильним (в) кабелем
Каверноміри типів СКС, СКТ і СКО опускають у свердловину зі складеними вимірювальними важелями, які утримуються замком, кільцем або сталевим дротом. При підйомі з вибою за рахунок сили тертя об стінку свердловини та промивну рідину насадка зміщується вниз і звільняє важелі. Якщо важелі обмотані сталевим дротом, то при пропущенні через неї за допомогою трансформатора струму достатньої сили вона перегоряє і важелі розкриваються. Для запису повторної кавернограми прилади необхідно піднімати на поверхню і знову закріплювати важелі утримуючими пристроями.
Каверномір КС-3 дозволяє вимірювати діаметр свердловини на трьохжильному кабелі та служить в якості каверноміра-профілеміра при роботі на чотирьохжильному кабелі. За конструкцією він подібний до каверномірів типу СКС і СКО. Прилад КС-3 оснащений пристроєм для одноразового розкриття важелів, що складається з електромагніта та кулькового замка.
Діаметр свердловини dc визначається за формулою:
, (4.1)
де d0 – початковий діаметр свердловини при закритих важелях каверноміра, коли різниця потенціалів DU, яка вимірюється, дорівнює кулю; C – стала каверноміра; I – сила струму.
Ромбовидним каверноміром типу КВ-2 можна вимірювати діаметр свердловини як при спуску, так і при підйомі. Вимір діаметра свердловини засновано на використанні потенціометричної схеми. Основною частиною каверноміра є ліхтар із трьома парами шарнірно з’єднаних вимірювальних важелів, які розташовані через 120°. Кінці важелів установлені на ковзунках, що стягаються спіральною пружиною, яка віджимає шарнірні з’єднання пар важелів до стінки свердловини. Один з важелів оснащений фігурним кулачком, що переміщає шток, який керується датчиком. Форма кулачка забезпечує лінійний зв’язок між переміщенням штока та відхиленням шарніра від осі приладу (діаметра свердловини). Ромбовидний каверномір призначений для дослідження свердловин малого діаметра (від 60 до 240 мм) за допомогою трьохжильного кабелю.
Аналогічну конструкцію має ліхтарний каверномір типу КФМ для вивчення свердловин діаметром від 70 до 250 мм.
Каверноміри типу КСУ свердловинні керовані на трьохжильному кабелі призначені для дослідження нафтових, рудних і вугільних свердловин. Вони мають три вимірювальних важелі, які розташовані навколо корпуса через 120°. Важелі притискаються до стінки свердловини за допомогою пружин. Для виміру величини DU, яка пропорційна зміні діаметра свердловини, використовується потенціометрична схема. Каверноміри типу КСУ оснащені керованою гідравлічною системою для розкриття і закриття мірних важелів. У каверномірі КСУ-1 ця система забезпечує чотириразове розкриття і закриття важелів, а в КСУ-2 – необмежене число цих циклів. Прилад КСУ-1 дозволяє досліджувати глибокі нафтові і газові свердловини, а прилад КСУ-2 призначений для вивчення неглибоких вугільних і рудних свердловин. Обидва вони відрізняються механічною системою розкриття і закриття важелів. Їхні електричні схеми ідентичні.
Каверномір КСУ-1 складається з компенсатора 1, який заповнений трансформаторним маслом, циліндра 3 з поршнем 4, камери зливу 2 та електромагнітів ЕМ1 і ЕМ2 для керування клапанами (Рис. 4.3, а). Принцип дії системи наступний. Включенням з поверхні електромагніта ЕМ1 відкривається верхній клапан і масло з компенсатора за рахунок гідростатичного тиску промивної рідини надходить у циліндр, переміщаючи поршень у крайнє нижнє положення. Поршень, діючи на штовхальник 6, стискає пружину 7 та розкриває вимірювальні важелі 11. Електромагніт ЕМ2 відкриває нижній клапан каналу, який з’єднує циліндр із камерою зливу. Під дією гідростатичного тиску поршень через шток 8 переміщається в крайнє верхнє положення, виштовхує масло з циліндра в камеру зливу та повертає систему в початкове положення, при якому важелі закриті. Механічний рух вимірювальних важелів при вимірі діаметра свердловини передається через шатуни 10, штовхальник 9 і шток 5 на ковзанок реостата Rд, що змінює його опір пропорційно куту розкриття важелів і, отже, діаметру свердловини.
Гідравлічна система приладу КСУ-2 складається з гідравлічного двигуна, механізму фіксації та вимірювального пристрою (Рис. 4.3, б). При закритих важелях штовхальник 19 разом зі штоком 18 і ковзуном реостата 14 знаходяться в крайнім верхнім положенні, в якому вимірювальний пристрій утримується пружиною 12 та штоком 11. У нижньому прорізі штока 11 знаходиться закріплений штифт 15. Через цей штифт штовхальник 19 відтягується вверх і притискає важелі до корпуса.
Розкриваються важелі за допомогою гідравлічного двигуна 2, який представляє собою балон з етиловим ефіром. Принцип дії двигуна наступний. Ефір, що підігрівається електричним нагрівачем 1, розширюючись, збільшує обсяг балона і давить на трансформаторне масло, що знаходиться в камері 3. Під дією тиску масла в камері поршень 4 опускається, стискає пружину 5 і переміщає вниз штовхальник 7 разом із собачкою 6, що повертає храповик 8. При цьому кулачок храповика згинає праву пружину 9, яка прагне повернути фіксатор 10 за годинниковою стрілкою. Штовхальник, рухаючись вниз, штовхає також шток 11 і фіксує його в крайньому нижньому положенні, при цьому пружини 12 і 17 стискуються. Пружина 17 давить на опору штока 18 і переміщає його вниз. Шток 18, який з’єднаний за допомогою штовхальника й упори 19, з вимірювальними важелями 20, відкриває важелі і притискає їх до стінки свердловини.
Рисунок 4.3 – Схеми каверномірів КСУ-1 (а) і КСУ-2 (б)
При переміщенні штока 11 у нижнє положення включається мікро-вимикач 13, внаслідок чого відбувається розрив сигнальної ланки, що відзначається індикатором розкриття важелів на панелі керування. Це служить сигналом для вимикання двигуна 2. Після вимикання нагрівача тиск у камері 3 падає і пружина 5 повертає поршень 4 разом зі штовхальником 7 у вихідне положення, а шток 11 залишається в зафіксованому крайнім нижнім положенні, впираючись у пристрій 16 і стискаючи пружину 17, за рахунок пружності якої і відбувається переміщення штока 18 при зміні діаметра свердловини.
Важелі закриваються при повторному включенні гідравлічного двигуна в такий спосіб. Собачка 6 при опусканні штовхальника 7 повертає храповик 8 так, що у фіксатора 10 згинається права пружина 9 проти годинникової стрілки. Поворот фіксатора та звільнення вимірювального пристрою відбувається при незначному переміщенні штока 11 вниз. При цьому фіксатор повертається, стає навпроти паза штока 11 і тим самим повертає вимірювальний пристрій у вихідне положення. Переміщення системи виробляється пружиною 12 після вимикання двигуна.
Живлення каверноміра здійснюється постійним струмом силою 0,48 А і напругою 300 В. Каверномір КСУ-2 дозволяє вимірювати діаметр свердловини в межах 46-370 мм із похибкою ±5 мм при максимальному куті викривлення свердловини 40°, температурі навколишнього середовища до 70°C і гідростатичному тиску до 2·107 Па.
Іноді з метою виділення в розрізі колекторів реєструють додатково мікрокавернограму приладом з мірними важелями спеціальної конструкції (вони мають меншу довжину, чим у звичайних каверномерах) у масштабі 1:1 і кіркограму кіркоміром, що дозволяє вимірити товщину глинистої кірки.
Технічні характеристики деяких типів каверномірів приведені в таблиці 4.1.
Градуювання каверномірів
Перед вимірами фактичного діаметра свердловини необхідно зробити градуювання каверноміра, що полягає у визначенні сталої каверноміра C, початкового діаметра свердловини d0 і нормальної сили струму I, а також у перевірці лінійності його показів.
Градуювання звичайно виконується на базі промислово-геофізичних партій не менше одного разу на місяць. На буровій, перед початком виміру, варто перевіряти правильність роботи каверноміра за допомогою двох-трьох кілець відомого діаметра.
Для градуювання каверномірів у стаціонарних умовах звичайно використовується хрестовина з отворами, які розташовані на однаковій відстані від її центра, в які вставляються вимірювальні важелі або набір градуювальних кілець.
Для градуювання каверноміра збирається звичайна схема виміру, мінус джерела живлення, підключається до корпуса приладу. При зворотній силі струму живлення каверноміра I, яке рівне близько 2 мА, і значеннях розкриття, що задаються, мірних важелів, які відповідають визначеним діаметрам свердловин, вимірюють різниці потенціалів DU, що знімаються з омічного датчика. За величиною DU і відомих діаметрів хрестовини будують графік градуювання DU=f(dc) (Рис. 4.4). Стала C каверноміра розраховується за двома парами значень dc¢, DU1 і dc¢¢, DU2, які взяті на лінійній ділянці графіка, за допомогою формули:
, (4.2)
Таблиця 4.1 – Технічні характеристики каверномірів
| Марка | Діаметр, мм | Довжина, мм | Маса, кг | Число жил кабеля | Число вимірювальних важелів | Межі вимірювання діаметра свердловини, мм | Гранична температура, °С | Граничний тиск, Па·108 | Похибка вимірювання діаметра свердловини, мм |
| СКС-4 СКТ-5 СКО-12 КВ-2 КФМ КСУ-1 КСУ-2 | 10,8 | 100-760 100-750 125-750 60-240 70-250 70-760 46-370 | 0,50 0,50 0,50 0,15 0,30 0,80 0,20 | ±15 ±15 ±15 ±15 ±15 ±10 ±5 |
Рисунок 4.4 – Графік градуювання каверноміра з трьохжильним кабелем
Діаметр d0, при якому DU=0, встановлюють за графіком DU=f(dc).
Нормальна сила струму I0, при якій зміна діаметра на 1 см відповідає DU=1,25 мВ, знаходять із співвідношення:
. (4.3)
Характеристика каверноміра повинна бути близькою до лінійної та відхилення від лінійності не повинне перевищувати 10%. Величина нелінійності графіка градуювання розраховується за формулою:
. (4.4)
Порядок проведення роботи
1.Встановити хрестовину з отворами в горизонтальне положення.
2.Вставити мірні важелі каверноміра в хрестовину.
3.Під’єднати каверномір до панелі вимірювання.
4.Включити панель вимірювання.
5.Через кожних 10 см (від 18 см до 78 см) знімають значення DU з вимірювального пристрою при силі струму 2, 4 та 6 мА. Результати вимірювань заносять в таблицю 4.2.
Таблиця 4.2 – Результати проведення лабораторної роботи
| Сила струму I, мА | Значення DU при відповідних діаметрах, мВ | ||||||||
| 18 см | 28 см | 38 см | 48 см | 58 см | 68 см | 78 см | |||
6.Будують графіки градуювання каверноміра DU=f(dс).
7.За формулою (4.2) розраховують сталу каверноміра при I=2, 4 та 6 мА і зіставляють.
4.5 Контрольні питання
1.Призначення каверномірів.
2.Технічна характеристика каверномірів.
3.Принцип роботи каверномірів.
4.Градуювання каверноміра.
5.Методика визначення сталої каверноміра.
6.Задачі, які вирішуються за допомогою електричного термометра.
4.6 Література
1. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М., Недра, 1977. 432 с.
2. Дахнов В.Н. Промысловая геофизика. М., Недра., Гостоптехиздат, 1986, - 692 с.
3. Померанц Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1978.
Лабораторна робота №11
Вивчення будови, принципу роботи
та градуювання термометра
5.1 Мета роботи
Вивчити фізичні основи даного методу, будову та принцип роботи апаратури, а також провести градуювання термометра.
5.2 Теорія
Інтенсивність і поширення теплових полів залежить від термічних властивостей, геометричних форм і розмірів досліджуваних середовищ.
Термічні властивості гірських порід характеризуються коефіцієнтом теплопровідності або питомим тепловим опором, тепловою анізотропією, питомою теплоємністю і коефіцієнтом температуропроводності.
Коефіцієнт теплопровідності l визначається з відомого рівняння Фур’є:
, (5.1)
яке описує передачу тепла dQ за час dt через елемент середовища з поперечним перерізом ds, довжиною dl при перепаді температур dt. У рівнянні (5.1) l характеризує властивість середовища передавати теплову енергію її молекул і називається питомою теплопровідністю середовища. У системі СІ має розмірність Вт/м·градус.
Питомий тепловий опір x – величина, яка обернена питомій теплопровідності l, і має розмірність м·градус/Вт. Для різних гірських порід і корисних копалин x варіює в широких межах – від тисячних до десятків м·градус/Вт. Він знижується зі збільшенням щільності, вологості, проникності і вмісту льоду в породі, підвищується при заміщенні в поровому просторі води нафтою, газом або повітрям і залежить від шаруватості порід (теплова анізотропія).
Теплова анізотропія порід характеризується безрозмірним коефіцієнтом
, (5.2)
де xn і xt – питомі теплові опори породи по нормалі та по дотичній до напластування. Так як в шаруватих породах xn>xt, то lt>1 (1,015-1,32).
Питома теплоємність Ср визначається з рівняння
, (5.3)
яке описує зміну температури dt тіла, що має об’єм dV і густину d, при наданні тілу тепла dQ. Коефіцієнт Ср у рівнянні (5.3) характеризує властивість середовища змінювати свою температуру. В системі одиниць СІ Ср має розмірність Дж/кг·градус. Для більшої частини гірських порід і корисних копалин Ср варіює у відносно невеликих межах – від 580 до 2090 Дж/кг·градус, зростаючи зі збільшенням вологості.
Коефіцієнт температуропроводності а входить множником у диференціальне рівняння теплопровідності і має розмірність м2/с. Величина а визначається співвідношенням а=l/Срd. Це комплексний параметр, що характеризує тепло-інерційні властивості гірських порід. Він виражає зміну температури одиниці об’єму середовища за одиницю часу. Гірські породи розрізняються за температуропроводністю більш ніж у 100 разів.
У розподілі природного теплового поля істотне значення має тепловий опір, а при вивченні нестаціонарних теплових процесів, при аналізі штучних теплових полів у свердловинах – теплоємність і температуропроводність гірських порід. Диференціація гірських порід і корисних копалин за термічними властивостями лежить в основі застосування термічних методів для вивчення геологічних розрізів свердловин, а теплова анізотропія гірських порід забезпечує можливість рішення тектонічних задач.
Аналіз теплових полів зводиться до рішення диференціального рівняння теплопровідності, що у випадку однорідного ізотропного середовища в системі прямокутних координат має вид:
, (5.4)
де ¶t/¶t – зміна температури t з часом t в точці з координатами x, y, z; Ñ2t – лапласіан від функції t, що має в прямокутній системі координат наступне вираження:
. (5.5)
Інтегрування рівняння в умовах нестаціонарних теплових процесів, коли ¶t/¶t =0, є складною задачу, яку можна розв’язати лише для найбільш простих окремих випадків поширення тепла.
При сталому процесі теплообміну, коли ¶t/¶t =0, рівняння (5.4) перетвориться в рівняння Лапласа
. (5.6)
Області застосування методу природного теплового поля Землі та геологічні задачі, які розв’язуються за результатами даного методу.
Розподіл природного теплового поля в товщі земної кори залежить головним чином від літологічних, тектонічних та гідрогеологічних факторів, на вивченні яких базується розв’язок наступних задач:
1. Літолого-тектонічні та гідрогеологічні задачі регіональної геології. Ці задачі розв’язуються шляхом визначення основних геотермічних параметрів, до яких відносяться геотермічний градієнт, геотермічна ступінь та густини теплового потоку.
За допомогою зазначених параметрів проводять:
1) визначення природної температури порід на заданій глибині;
2) кореляцію розрізів свердловин при регіональних дослідженнях;
3) прогнозування тектонічної будови території, яка не вивчена за допомогою буріння;
4) вивчення гідрогеологічної і мерзлотної характеристики досліджуваних районів. Для розв’язку цих задач звичайно використовують термограми природного теплового поля.
2. Детальне дослідження розрізів свердловин. При розв’язанні цієї задачі використовуються також матеріали інших геофізичних методів. Для цієї мети визначають теплові характеристики порід (теплопровідність або тепловий опір і температуропроводність) за даними термічних досліджень свердловин зі сталим чи несталим тепловим режимом.
Теплові характеристики в комплексі з іншими петрофізичними параметрами порід дозволяють вирішувати наступні задачі:
1) літологічного розчленовування розрізів свердловин;
2) виявлення колекторів;
3) пошуків корисних копалин.
Найбільше доцільно залучати дані термометрії для вивчення глинистих покришок, пошуків колекторів у карбонатних відкладах, визначення газоносності карбонатних і тонкошаруватих піщано-глинистих комплексів. Для цього необхідні діаграми детальної термометрії.
5.3 Апаратура, обладнання та матеріали
Електричний термометр опору є основним приладом для виміру температур у свердловинах. Його дія заснована на зміні опору металевого провідника зі зміною температури:
, (5.7)
де Rt0 і Rt – опір провідника при деякій початковій температурі t0 і вимірюваній температурі t; a – температурний коефіцієнт (його величина для міді складає 0,004°С-1).
За величиною Rt можна визначити температуру середовища в свердловині.
Переважно в свердловинних електричних термометрах опорів використовується мостова схема виміру для трьохжильного й одножильного кабелів. У схемі для трьохжильного кабелю всі чотири плеча мостової схеми розташовані в свердловинному приладі, а в схемі для одножильного кабелю одне чуттєве плече моста змонтоване в свердловинному приладі, а три плеча розташовані на поверхні.
У мостовій схемі термометра з трьохжильним кабелем (Рис. 5.1, а) плечі R2 і R4 є інертними з дуже малим температурним коефіцієнтом, а плечі R1 і R3 – чутливими зі значним температурним коефіцієнтом. Інертні плечі виготовляються з манганіну або константану (a =(1-3)·10-5°С-1), чутливі плечі – з міді. Живлення моста здійснюється постійним струмом з поверхні, зворотним проводом служить земля. В іншій діагоналі моста між точками М і N вимірюється різниця потенціалів DU, яка пропорційна зміні температури середовища в свердловині.
Опори інертних плечей практично при будь-якій температурі не змінюють своєї величини та рівні один одному, тобто R2=R4. При деякій температурі t0 спостерігається рівновага моста, тобто дотримується умова R1R3=R2R4. При цій температурі різниця потенціалів між точками М і N дорівнює нулю. Температура, що вимірюється, рівна:
, (5.8)
де C=2/R0a – стала термометра.
Визначення сталої термометра С і температури t0 рівноваги моста проводиться шляхом градуювання електричного термометра за допомогою точного ртутного термометра.