Градуювання електричного термометра. Вивчення промислово-геофізичного обладнання

12
3
4
5
6
Далее ⇒

Лабораторна робота №2

Вивчення промислово-геофізичного обладнання

Мета роботи

Метою даної роботи є ознайомлення із основним промислово-геофізичним обладнанням та устаткуванням, їх призначенням; принципом дії та пристроями, які використовуються у процесі роботи підйомника.

2.2 Теорія

Промислово-геофізичне обладнання складається із наступних основних одиниць:

1.Лебідка.

2.Кабелі та з’єднуючі проводи.

3.Блок-баланси із датчиками глибини та натягу.

4.Вантажі, підвіски та перемикаючі пристрої.

5.Джерела електричного струму.

6.Предмети спеціального обладнання, допоміжні пристрої та різні інструменти.

Вказане обладнання може транспортуватись та використовуватись у вигляді розбірних комплектів, але переважно воно укомплектоване постійним монтажем на самохідних підйомниках.

При проведенні геофізичних досліджень в свердловинах використовуються станції, які складаються із лабораторії та підйомника, які змонтовані на автомобілях високої прохідності.

В залежності від виконуючих задач і глибини свердловин, що досліджуються, підйомник і лабораторія можуть бути змонтовані на окремих автомобілях, або у вигляді однієї загальної установки у кузові автомобіля.

Нижче, в якості прикладу, наводиться короткий опис підйомника СКП - 4.5, який призначений для спуску та підйому свердловинних приладів на одножильному та багатожильному кабелях у нафтових і газових свердловинах при виконанні промислово-геофізичних робіт разом із типовими лабораторіями.

Підйомник СКП-4.5

Підйомник СКП-4.5 – це самохідна установка, яка змонтована в спеціальному металевому кузові на шасі автомобіля підвищеної прохідності (ЗІЛ-157КЕ).

Спуск та підйом кабелю здійснюється за допомогою лебідки типу ЛКП-М, на барабан якої намотаний кабель, та двох блоків (направляючого та підвісного), які встановлюються на усті свердловини.

Тягове зусилля на барабан лебідки передається від двигуна автомобіля через механізм щеплення та коробку передач автомобіля, коробку відбору потужності, карданну передачу, двошвидкісний редуктор та дворядну ланку.

Зміна швидкості руху кабелю та величини тягового зусилля проводиться керуванням числом оборотів двигуна, переключенням передаточних відношень в коробці передач автомобіля та в двошвидкісному редукторі. Для плавного спуску кабелю та зупинки його на заданій глибині, лебідка обладнана стрічковим гальмом із ручним і пневматичним керуванням.

Лебідка обладнана напівавтоматичним кабелеукладувачем і колектором із металічними щітками для з’єднання жил кабелю зі схемою лабораторії.

Підйомник має органи керування лебідкою та трансмісією її приводу, прилади для вимірювання швидкості руху кабелю, глибини його спуску та натягу, світлову сигналізацію та двосторонній переговорний зв’язок із буровою та лабораторією, прилади для освітлення кузова та устя свердловини, різне обладнання для проведення монтажних робіт при геофізичних дослідженнях, а також обладнання для кріплення при перевезенні свердловинних приладів і вантажів.

Швидкість та глибина спуску кабелю визначається із числа оборотів вимірювального підвісного блоку, на якому встановлений сельсин-датчик глибин. На контрольному пульті підйомника встановлений сельсин-приймач, який обертається синхронно із сельсин-датчиком.

Живлення підйомника здійснюється при перфораторних роботах через струменевий блок від промислової мережі з напругою 110, 220 або 380 В із частотою струму 50 Гц, а при роботі з лабораторією від мережі напругою 110 В. При відсутності промислової мережі живлення підйомника може бути здійснено від бензоелектричного агрегату типу АБ-2, який дає напругу 220 В.

Кузов підйомника розділений на дві частини: лебідчате відділення та кабіна лебідчика.

В лебідчатому відділенні розміщені: лебідка, направляючий та підвісний ролики, блок-баланс, вантажі, свердловинні прилади та інше обладнання. В задній частині лебідчатого відділення є широкі двері для спуску кабелю з лебідки.

В кабіні лебідчика розміщені: органи керування лебідкою та її приводом, струменевий блок та контрольний пульт. Кабіна має вікно для спостерігання за барабаном лебідки та рухом кабелю.

В останній час безперервно зростає число глибоких свердловин. Для дослідження свердловин глибиною до 7 км розроблені підйомники СКП-7/1 і СКП-7/3.

Лебідки

Промислово-геофізичні дослідження проводяться в структурно-картувальних, розвідувальних та експлуатаційних свердловинах різної глибини. З метою полегшення транспортування та запобігання перешкод від наводок в кабелі бажано проводити дослідження з використанням кабелю довжиною на лебідці, яка перевищує глибину свердловини на невелику величину.

В даний час випускаються різні лебідки, що конструктивно відрізняються ємністю барабана в метрах і місткістю різних типів кабелю (багатожильний броньований та шланговий). По вантажопідйомності лебідки умовно підрозділяються на три типи: легкі – для дослідження неглибоких свердловин до 1000 м, середні для свердловин глибиною до 2000-3000 м і важкі – для більш глибоких свердловин. Розраховані тягові зусилля вказаних лебідок рівні відповідно до 1.2 і більше тонн.

Для обертання барабанів лебідок важкого типу звичайно використовуються ходові двигуни автомобілів, на шасі яких змонтований підйомник. Передача обертання від двигуна до барабана лебідки, як указувалося вище, здійснюється за допомогою коробки відбору потужності.

Барабан оснащений гальмами, які складаються з двох стрічок із наклепаними на них шарами феррадо, які охоплюють щітки барабана.

Для обертання барабана лебідок середнього типу можуть також використовуватися електродвигуни, окремі двигуни, а в лебідках легкого типу, із малою кількістю кабелю (до 400 м) застосовується ручний привід.

Передача від двигуна до барабана лебідки повинна забезпечувати можливість зміни швидкості підйому кабелю в діапазоні 150-4000 м/год. і мати передачу на плавний спуск кабелю.

Укладання кабелю на барабан лебідки, встановленої у підйомнику, робиться автоматичним кабелеукладувачем із ручним коректуванням. На підйомниках більш ранніх випусків укладання кабелю робилося напівавтоматично з приводом від штурвала. При довжині кабелю на лебідці до 400 м укладання кабелю рядами може не робитися в зв'язку з невеликою вагою кабелю.

Для під’єднання вимірювальної ланки до жил кабелю на лебідках встановлюються колектори. Колектор лебідки переважно складається із рухомої частини, яка зв’язана із барабаном лебідки і нерухомої – корпусу, який закріплений на рамі лебідки. На одній із цих частин - переважно на рухомій - є ізольовані металічні кільця, по яким ковзають щітки. До кілець підведені жили кабелю; від щіток беруться виводи на вимірювальну схему. Колектори лебідок бувають дискові і циліндричні.

Широке застосування в останній час знайшов маслонаповнений циліндричний колектор типу KM-I.

У процесі геофізичних досліджень необхідно направляти рух кабелю по центрі свердловини і безперервно контролювати положення свердловинного приладу. Повинні бути відомі дані про глибину знаходження, швидкість переміщення приладу по свердловині та натягу кабелю. Крім того необхідне чітке узгодження переміщення приладу по свердловині з рухом діаграмного паперу, на якому реєструються криві геофізичних параметрів, що вимірюються.

Ці задачі розв’язуються використанням блок-балансу із датчиками глибини та натягу і сельсинної передачі.

Блок-баланс

Блок-баланс (Рис. 2.1) складається з ролика для направлення та подачі кабелю у свердловину і підставки, яка встановлюється над гирлом свердловини і притискається до стола ротора буровим інструментом. При дослідженні свердловин, що буряться, до основи блок-балансу знизу приварюється поперечна планка, що упирається у вкладиш ротора і запобігає горизонтальному зміщенню блок-балансу. Для роботи в обсаджених свердловинах і через бурильні труби використовують блок-баланс, що представляє собою патрубок із кронштейном, на якому встановлений ролик. Патрубок блок-балансу для обсаджених свердловин оснащений різьбою під муфту обсадної колони або фланцем, який потім кріплять до фланця обсадної колони.

Рисунок 2.1 – Блок-баланс

Застосовуються блок-баланси декількох типів для різних кабелів. Вони відрізняються в основному розмірами ролика. Крім того, ролик для броньованого кабелю сталевий, а для кабелів із резиновою обмоткою – алюмінієвий. Для трьохжильних (обмоткових і шлангових) кабелів діаметр ролика по жолобі (471 мм) забезпечує за єдиний його оборот проходження 1,5 м кабелю. У блок-балансі для одножильного броньованого кабелю діаметр ролика по жолобі (628 мм) відповідає проходженню 2 м кабелю за один оборот ролика.

На загальній осі з роликом блок-балансу насаджена шестерня, яка передає обертання датчику глибини, який закріплений в прорізі на щоці ролика. Співвідношення чисел зубів таке, що при проходженні через ролик блок-балансу 1 м кабелю ротор сельсинного механізму датчика глибини робить 4 обороти.

Сельсинна (автосинхронна) передача

Сельсинна (автосинхронна) передача складається як мінімум із двох ідентичних електричних механізмів - датчика та приймача, що представляють собою електродвигуни змінного струму з двополюсними статорами і трифазними роторами. У якості датчика звичайно застосовується сельсин ДИ-5П. Приймачем служить сельсин CC-50I. Принципова схема сельсинної передачі показана на рисунку 2.2. Якщо в деякий момент часу ротори датчика і приймача знаходяться в ідентичних положеннях, то в трьох з’єднуючих їхніх проводах струм і=0, так як збуджуючі в обмотках ротора ЕДС однакові і протилежні за знаком. Якщо ж ротор датчика буде повернений на деякий кут, то ЕДС у його обмотках зміниться і по проводах піде струм i. Цей струм, пройшовши по обмотках ротора приймача, у взаємодії з магнітним полем статора створить обертовий момент, який буде обертати другий ротор. Дія обертового моменту продовжується до тих пір, поки струм знову не стане рівним нулю, тобто коли другий ротор стане в положення, ідентичне положенню першого ротора. Таким чином, обертання ротора датчика приводить до строго узгодженого обертання ротора приймача.

Рисунок 2.2 – Принципова схема сельсинної передачі

У сельсинній передачі паралельно можуть бути з’єднані декілька приймачів. Практично, при промислово-геофізичних дослідженнях свердловин, зв’язок датчика, встановленого на ролику блок-балансу, здійснюється з трьома приймачами:

1)лічильником глибини у кабіні лебідчика;

2)лічильником глибини на контрольній панелі лабораторії;

3)стрічкопротяжним механізмом реєстратора.

Через наявність пружного подовження кабелю і можливості ковзання кабелю в жолобі ролика блок-балансу і діаграмного паперу в стрічкопротяжному механізмі реєстратора, дистанційна передача не завжди забезпечує достатньо добру відповідність масштабу глибини діаграми фактичним глибинам. Тому для внесення поправок у масштаб глибин діаграми на кабелі через рівні інтервали (20-50 м) встановлюються механічні або магнітні мітки.

На блок-балансі є міткоуловлювач, що фіксує проходження міток і передає відповідні сигнали на реєстратор.

Для визначення натягу кабелю при спуск-підйомних операціях вісь і опора ролика блок-балансу зміщені відносно один одного. Це зміщення визначає довжину малого плеча важеля, який рівний в блок-балансах важкого типу 8 мм, а друге плече довжиною 350 мм утворюється продовженням щоки ролика від точки опори до місця кріплення динамометра. Кінець великого плеча важеля зв’язаний механічно з рухливим контактом реостата, що є датчиком натягу кабелю. Сила, яка діє на динамометр, в даному випадку приблизно рівна 1/30 фактичного натягу кабелю в свердловині. На блок-балансах легкого типу динамометри вказують силу, яка рівна 1/10 натягу кабелю у свердловині.

Для перетворення змін опорів датчика натягу ДН у покази вимірювального приладу служить схема, яка показана на рисунку 2.3. Регулювання схеми проводиться при позиції “контр” на контрольній панелі. В даному положенні до схеми підключається замість реостата датчика еталонний опір R₂; реостатом установка струму R₄ встановлюються покази, які відповідають натягу при опорі датчика рівному еталонному (визначається експериментально, при відомих натягах кабелю).

Рисунок 2.3 – Принципова схема вимірювання натягу кабелю

В усіх промислово-геофізичних станціях прилади, які служать для контролю за рухом кабелю, змонтовані на спеціальних контрольних панелях, основними елементами яких є:

1.Лічильник глибини – десятковий нумератор, який з’єднаний через редуктор із сельсин-приймачем.

2.Покажчик швидкості руху кабелю – вольтметр, проградуйований у км/год., який під’єднаний до динамомашини постійного струму, що обертається від ротора сельсин-приймача.

ЕДС, яка утворюється динамомашиною, пропорційна швидкості обертання її ротора, а отже і швидкості обертання ролика блок-балансу.

3.Покажчик натягу кабелю – вольтметр, який проградуйований в кг, що вимірює напругу, яка знімається з потенціометра, рухомий контакт якого механічно зв’язаний із динамометром, який встановлений на блок-балансі.

Промислово-геофізичні кабелі

Спуско-підйомні операції в свердловинах при геофізичних роботах здійснюються за допомогою спеціальних кабелів, що одночасно служать лінією зв’язку між свердловинними приладами та наземною апаратурою і несуть механічне навантаження. У зв’язку з цим до кабелів пред’являються особливі вимоги: вони повинні мати достатню міцність, гнучкість, мати невеликий електричний опір і високу ізоляцію струмопровідних жил.

Використовуються одножильні, трьохжильні та багатожильні кабелі, що за конструкцією поділяються на обмоткові, шлангові та броньовані. Тип кабелю, вибраного для роботи, залежить від геологічних і свердловинних умов.

Умови роботи кабелів дуже різноманітні. Навколишнє середовище, яке їх оточує, може характеризуватися високими температурами (до 200-250° С) і тисками (понад 10⁸ Па), наявністю хімічно агресивних речовин у промивній рідині, присутністю нафти і газу в стовбурі свердловини і нерівномірністю перетину стовбура необсадженої свердловини.

У трьохжильних кабелях з обмотковим і шланговим покриттям механічне навантаження несуть струмонесучі жили, у броньованих кабелях – верхня двошарова дротяна броня.

Кожному типу кабелю привласнений шифр, у якому перша буква означає кабель, друга – число жил у кабелі (О – одножильний, Т – трьохжильний, С – семижильний), третя буква – матеріал оболонки (О – обмотковий, Ш – шланговий, Б – броньований), четверта і наступна букви – специфіку кабелю (Д – двох-броньований, Ф – фторопластова ізоляція, Т – теплостійкий, П – жила кабелю покрита поліетиленом), а цифра вказує на мінімальне розривне зусилля. Наприклад, КОБДФ-6 розшифровується в такий спосіб: кабель одножильний, броньований, двох-броньований, із фторопластовою ізоляцією та шеститонним розривним зусиллям (табл. 2.1). Виключення складають марки кабелю КПКО-2, КПКО-6 – кабель з поліетиленовою ізоляцією, каротажний одножильний, ККФБ-1, ККФБ-6 – кабель каротажний із фторопластовою ізоляцією, броньований, КПКТ – кабель з поліетиленовою ізоляцією, каротажний, теплостійкий.

Пристрій кабелів показаний на рисунку 2.4. В даний час найбільше поширення одержали броньовані кабелі, що дозволяють проводити усі види геофізичних робіт, виконувати їх в умовах великих температур і тисків і в свердловинах з високою щільністю промивної рідини. Броньовані кабелі мають малі діаметр і масу, відрізняються невисокою вартістю виготовлення і тривалим терміном експлуатації.

Для механічного й електричного з’єднання кабелю з свердловинними приладами або зондовими установками існують типові кабельні наконечники з голівками або напівмуфтами. Кабельні наконечники та напівмуфти бувають двох типів – для броньованих і неброньованих кабелів. Застосування типових кабельних наконечників забезпечує уніфікацію, взаємозамінність, надійність і швидкість перез’єднання свердловинних приладів у процесі робіт.

При виробництві геофізичних робіт різними методами істотне значення має надійність лінії зв'язку. Порушення ізоляції в кабелі приводить до перекручування сигналів, часом до повної непридатності їх для подальшої обробки. Криві різних методів, отримані з витоками струму в живильних чи вимірювальних пенях, вважаються шлюбом.

Таблиця 2.1 – Технічні характеристики обмоткових, шлангових і броньованих кабелів

Марка	Число жил	Діаметр, мм	Розривне зусилля, Н	Активний опір жили, Ом/км	Гранична температура, °C
КТО-1 КТО-2 КТШ-0,3 КТШ-2 КТШ-4 КПКО-2 КОБДФМ-2 КОБД-6 КОБДФ-6 КОБДП-6 КОБДТ-6 КПКО-6 ККФБ-1 КТБД-6 КТБ-6 КТБФ-6 ККФБ-6 КПКТ-6 КСБ-6 КСБ-8 КСБФ-6		18,8 12,4 19,4 6,2 6,2 9,6 9,3 9,3 8,3 9,4 9,9 12,1 12,1 12,7 13,8 12,1 14,7 12,1		18,2	– – – – – – –

I, II, III – одно-, трьох- і семижильні броньовані кабелі. 1 – струмопровідна жила кабелю;2 – гумова ізоляція жили; 3 – зовнішнє покриття жили; 4 – заповнювач; 5 – зовнішня обмотка; 6 – зовнішнє гумове покриття; 7 – внутрішня броньована обмотка; 8 – зовнішня броньована обмотка

Рисунок 2.4 – Пристрій обмоткових (а), шлангових (б) і

броньованих (в) кабелів

Основна боротьба з викривленнями, які виникають під дією витоків струму, – контроль за ізоляцією жил кабелю і внутрішніх ланок лабораторії та усунення порушень ізоляції. Опір ізоляції кабелю і проводів, які з’єднують, виміряється мегомметром. Для цього кабель від’єднують від свердловинного приладу і гумову ізоляцію на кінцях жил кабелю ретельно протирають та просушують. Одну клему мегомметра з’єднують з жилою кабелю, що перевіряється, а другу – з обмоткою кабелю (зволоженої, якщо кабель неброньований) або з корпусом лебідки.

Переважно опір ізоляції жили нового (отриманого з заводу) кабелю становить 100-50 МОм на 1 км, при 20°С. У процесі експлуатації він знижується у зв’язку із послабленням ізоляції кабелю.

При геофізичних дослідженнях свердловин необхідно виключити можливість витоків струму із живлячої та вимірювальної ланок на землю і з одної ланки в іншу, тому перед виїздом на свердловину, до і після кожного дослідження перевіряється опір ізоляції кабелю, звичайно за допомогою мегомметра. Мегомметр збуджує напругу до 500 В. Якщо можливий пробій ізоляції приладів, які під’єднані до кабелю, або ізоляції кабелю при даній напрузі, то використовуються омметри.

Зниження опору ізоляції зазвичай буває викликане її пошкодженням в окремих місцях. Після виявлення цих місць і відповідного ремонту, кабель може бути знову застосований для досліджень свердловин.

Одним із способів виявлення місць втрат струму в броньованому кабелі є спосіб Васильєва І.А. Для визначення місця порушення ізоляції кабель перемотується з однієї лебідки на іншу (Рис. 2.5) причому обидві лебідки (або принаймні одна) ізольовані від землі. Пропускається струм від батареї Б (силою 2-8 А) між корпусом (бронею кабелю) однієї лебідки і корпусом іншої, у результаті чого створюється деяке падіння потенціалу на ділянці броні кабелю (15-25 м) між лебідками. Спостереження проводяться ламповим вольтметром ЛВ підключеним до броні кабелю на одній із лебідок і до одного із кінців жил кабелю через колектор.

Рисунок 2.5 – Схема визначення порушення ізоляції броньованого кабелю

Місце порушення ізоляції визначається зміною показів вимірювального приладу ЛВ при переміщенні його з однієї лебідки на іншу. Даний спосіб використовується і при наявності декількох місць порушення ізоляції.

Більш точне розміщення місця втрати в броньованому кабелі, при опорі ізоляції не більш 2 МгОм, визначається за допомогою замірів місткової схеми постійного або змінного струму (Рис. 2.6). Відстань від одного l₁ та іншого l₂ кінців кабелю до місця витоку визначаються за формулами:

 

та , (2.1)

 

де R_с і R_р – опори плечей моста, при яких спостерігається положення рівноваги; L=l₁+l₂ загальна довжина кабелю, що досліджується.

Рисунок 2.6 – Місткова схема визначення порушення

ізоляції броньованого кабелю

Лубрікатори

Ряд геофізичних робіт (термічні дослідження, виміри при роботі з радіоактивними ізотопами, визначення водонафтових контактів, перфорація свердловин та ін.) проводяться при герметизованому гирлі свердловин за допомогою лубрікатора. На рисунку 2.7 зображений лубрікатор марки Л-4, який встановлюється на фланці арматури свердловини.

Свердловинний прилад на кабелі вводять спочатку в прийомну камеру 3 лубрікатора, а потім, відкривши підлубрікаторну засувку, опускають його у свердловину. Введення кабелю в лубрікатор герметизується сальником 5. Є лубрікатори різних типів, які використовуються при різних тисках у свердловині. Для роботи з герметизованим гирлом використовуються також гирлові сальники.

Сальник-лубрікатор СЛГ-1. Він призначений для герметизації гирла нафтових свердловин із високим гирловим тиском при спуску глибинних приладів на броньованому кабелі КОБД-4 з одночасною механізацією процесу примусового спуску. Сальник-лубрікатор СЛГ-1 включає ущільнюючий вузол, вузол заштовхування і кронштейн із роликом. Ущільнюючий вузол, який складається з набору шайб, що дроселюються, утворює разом із кабелем лубрікаторне ущільнення, за допомогою якого герметизується гирло свердловини.

1-основа; 2-вимірювальний ролик; 3-приймальна камера; 4-кронштейн; 5-сальник; 6-верхній ролик; 7-кабель; 8-черв’ячне колесо із кронштейном для установки приймаючої камери.

Рисунок 2.7 – Загальний вид лубрікатора Л-4

Вузол заштовхування складається з двох пар здвоєних роликів-шестерень, які зближуючись під дією гирлового тиску, обтискують кабель, що спускається в свердловину за допомогою ручного приводу.

Сальник-лубрикатор СЛГ-1 входить в комплект станцій, які призначені для досліджень свердловин глибинними приладами, що спускаються на кабелі КОБД-4.

2.3 Порядок виконання лабораторної роботи

1.Вивчення будови та призначення підйомників і лебідок.

2.Вивчення пристрою блок-балансу.

3.Вивчення електричних схем приладів контролю за рухом кабелю.

4.Включення макета сельсинної передачі і перевірка впливу на її роботу наступних чинників: а) порядок включення проводів, що з’єднують обмотки роторів, б) зміна гальмівного моменту, який прикладається до ротора приймача, в) різка зміна обертання одного із сельсинів.

5.Ознайомлення із пристроями лубрікаторів.

6.Вивчення типів кабелів, що використовуються, та способів визначення місць порушення ізоляції броньованих кабелів.

6.1.Вивчити будову коси БКЗ;

6.2.Розмотати косу БКЗ;

6.3.За допомогою мегомметра визначити опір ізоляції між центральною жилою кабелю та обмоткою кабелю, а також між електродами зондів БКЗ;

6.4.Результати вимірювання записати у звіті з лабораторної роботи.

 

2.4 Контрольні питання

1.Що включає в себе промислово-геофізичне обладнання?

2.Призначення та будова підйомника.

3.Призначення та будова лебідок.

4.Призначення, будова блок-балансу та принцип роботи.

5.Призначення сельсинної передачі та її принцип роботи.

6.Призначення датчика натягу кабелю та його принцип роботи.

7.Призначення та класифікація геофізичних кабелів.

8.Принцип визначення місць порушення ізоляції кабелів.

9.Призначення, будова та принцип роботи лубрікаторів.

 

2.5 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 №3

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.

l_i – довжина свердловини; h_i, l_i-1 – глибина розташування вибою й абсолютна оцінка устя; А – вісь свердловини; П-н_м, П-д_м – 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.

R_aз, R_кут – азимутальний і кутовий реохорди; P_aз, P_кут – реле азимута і кута;

K_aз, K_кут – 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 l_i = H_i-H_i-1 – довжина інтервалу: H_i-1 і H_i – 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 №4

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 d_c не завжди є номінальним і може бути більший або менший діаметра долота. Номінальний діаметр d_н відзначається в щільних непроникних породах. Збільшення діаметра (d_c/d_в>1) – утворення каверн характерно для глинистих порід і пісків, зменшення (d_c/d_н<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.

R_l, R₃ – змінні опори моста; R₂, R₄ – постійні опори моста; КП – компенсатор поляризації: R_д – 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 d_c 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 R_д, 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(d_c) (Рис. 4.4). Стала C каверноміра розраховується за двома парами значень d_c¢, DU₁ і d_c¢¢, 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(d_c).

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(d_с).

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 №5

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 x_n і x_t – питомі теплові опори породи по нормалі та по дотичній до напластування. Так як в шаруватих породах x_n>x_t, то l_t>1 (1,015-1,32).

Питома теплоємність С_р 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 С_р у рівнянні (5.3) характеризує властивість середовища змінювати свою температуру. В системі одиниць СІ С_р має розмірність Дж/кг·градус. Для більшої частини гірських порід і корисних копалин С_р 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/С_рd. 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; Ѳt – 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:

---

12
3
4
5
6
Далее ⇒