Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 [ 144 ] 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

ложена выше этой секции труб. Тогда требуется определить значение Н2 по формуле

H2 = gJ -... - 1. (7.4)

Вычисления продолжают до получения положительного значения.

Верхняя граница прихвата многосекционной колонны труб определяется из уравнения

H = И, + 2 Ln.

ni +1

Пример. Компоновка колонны бурильных труб снизу вверх:

D1 = 114 мм, б1 = 10 мм, i1 = 600 м, g1 = 27,3 кг;

D2 = 114 мм, б2 = 9 мм, i2 = 500 м, g2 = 24,9 кг;

D3 = 140 мм, б3 = 210 мм, i3 = 1000 м, g3 = 34,2 кг;

D4 = 140 мм, б4 = 11 мм, i4 = 1900 м, g4 = 37,2 кг.

При Р2-Р1 = Р = 25 т, X = 75 см, глубина скважины L = 4000 м. Из формулы (7.3) находим, что

H1 = 27,3 - - 1000 - 1900 = 27,3(-16,1) = -439,53 м.

1 25 24,9 34,2 37,2

Так как значение Н1 отрицательное, верхняя граница прихвата расположена выше первой секции труб. Тогда из формулы (7.4) находим

H2 = 24,9 - 1000 - 1900 = 24,9. 4 = 99,6 м.

2 25 34,2 37,2

Длина свободной части колонны труб Н = Н2 + L3 + L4 = 99,6 + 1000 + 1900 = 2999,6 м.

Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры. Для уточненного определения верхней границы прихвата применяются прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид при-хватоопределителя показан на рис. 7.6. Прихватоопредели-тель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолируется от внешней среды головкой 1 и днищем 4, которые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещаются свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля.

Серийно выпускаемые типы прихватоопределителей приведены в табл. 7.12.

Рис. 7.6. Прихватоопределитель

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб.

В предполагаемую зону прихвата спускается прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (производится первый контрольный замер). 3атем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера записывается кривая магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнитных меток фиксируются четкими аномалиями, меньшими аномалиями фиксируются также замки и муфты труб.

Т а б л и ц а 7.1 2

Техническая характеристика прихватоопределителя

Параметры

Предельный внутренний диаметр труб и их соединений, в которых рекомендуется работать прихвато-определителем, мм Внутренний диаметр корпуса, мм Размеры сердечника намагничивающей катушки, мм:

длина

диаметр Размеры прибора, мм:

длина

наружный диаметр Масса прибора, кг Максимально допустимые:

температура, °С

давление, МПа

ПО-90

115-165

266 25

452 90 1 5-20

1 00 100

ПО-70

76-11 5

258 20

9-14

1 00 100

ПО-50

62-76

258 20

412 50

5-1 0

1 00 100

ПО-25

30-50

238 18

435 25 2-5

1 35 50

После расхаживания прихваченной колонны с нагрузками, близкими к весу колонны труб в скважине, а также проворачивания ее на определенное безопасное число оборотов магнитные метки в результате деформации металла труб выше зоны прихвата "стираются". После проведения третьего контрольного замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны.

Более точное и быстрое определение верхней границы прихвата производят с помощью индикатора места прихвата (ИМП) конструкции б. АзНИИбурнефти, отличающегося повышенной точностью и возможностью определять верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но и также в обсадных колоннах и в УБТ.

Датчик ИМП спускается в трубы на одножильном кабеле, при включении питания он своим многополюсным электромагнитом притягивается к поверхности трубы, соприкасаясь с ней плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.

При приложении к свободной части труб нагрузок (растяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает изменение деформации металла труб. Естественно, ниже верхней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают.