Кавернометрія

Рисунок 3.4 – Приклад побудови інклінограми

Таблиця 3.1 – Технічні характеристики інклінометрів

Рисунок 3.2 – Схема вимірювальної частини інклінометрів типу ІШ і ІК

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 ланки живлення 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.

Марка	Діаметр, м	Довжина, мм	Маса, кг	Число жил кабелю	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.

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.

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.

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.

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Апаратура, обладнання та матеріали	\|	Лекція №16

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.014 сек.