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

Пятью-шестью замерами можно определить зону расположения верхней границы прихвата (с точностью до 1 0-1 5 м). Техническая характеристика ИМП

Скважинный прибор

Температура среды, °С....................................................................... 120

Давление, МПа...................................................................................... 100

Габариты, мм:

диаметр ............................................................................................... 52

длина.................................................................................................... 1100

Масса, кг, не более.............................................................................. 15

Наземная аппаратура

Рабочая температура, °С ................................................................... 0-50

Напряжение питания, В.................................................................... 220±10 %

Частота, Гц............................................................................................. 50

Габариты, мм:

блок питания.................................................................................... 470x400x315

измерительный блок...................................................................... 470x400x315

Несмотря на простоту основных принципов действия приборов, показания которых зависят от упругой деформации труб, практическое использование их не всегда дает удовлетворительные результаты по следующим причинам:

разноразмерность секций колонн труб по длине и диаметру;

различия свойств буровых растворов и температурных колебаний в сопоставляемых ситуациях при замерах;

отсутствие резкой границы прихвата;

почти полное отсутствие падения напряжений у УБТ;

действие на колонны случайных нагрузок, которые возникают в искривленных и наклонных участках стволов скважины и не поддаются учету;

электромагнитные поля в скважине, влияющие на показания регистрирующих приборов;

наличие высадок, окалины и коррозии труб;

влияние температуры и давления на чувствительность приборов.

В результате действия названных факторов определить зону прихвата колонны труб, особенно расположенной на большой глубине, трудно.

7.4.13. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ

СТВОЛА СКВАЖИНЫ

ПО ДАННЫМ ПРОФИЛЕМЕТРИИ

Фактические размеры поперечного сечения скважины необходимо определять профилемерами.

Профилемер состоит из механической и электрической частей.

Механическая часть профилемера полностью соответствует механическому звену каверномера. Электрическая часть состоит из наземной и приборной, причем в зависимости от типа применяемого кабеля наземная и приборная аппаратура различны.

Принцип работы профилемера состоит в передаче на поверхность одновременно трех сигналов, два из которых характеризуют изменение двух поперечных размеров ствола скважины во взаимно перпендикулярных плоскостях (профи-леграмма), третий - осредненный диаметр ствола скважины (кавернограмма).

Спуск и подъем профилемера для измерений осуществляется аналогично каверномеру. Рекомендуется первый замер производить после 500 м бурения ниже башмака ранее спущенной обсадной колонны, а затем через каждые 200-300 м бурения. Процесс измерения начинается с забоя. В случае обнаружения желобной выработки последующие измерения производят через каждые 100 м бурения ствола.

Согласно данным профилеметрии возможные профили сечения ствола скважин изображены на рис. 7.7.

В случае совпадения кривых профилеграмм с линией номинального размера ствола скважины поперечное сечение ствола представляет окружность с диаметром, близким к диаметру долота.

Когда обе кривые профилеграммы располагаются правее линии номинального размера ствола скважины, поперечное сечение ствола представляет окружность, диаметр которой больше размера долота (каверна, имеющая поперечное сечение в виде окружности). Причем, чем больше смещение этих кривых от линии номинального размера ствола скважины, тем большего размера каверна.

Если кривые профилеграммы расходятся, но одновременно находятся в правой части от линии номинального размера, поперечное сечение ствола представляет овал (каверна в виде овала). Причем, чем больше амплитуда расхождения кривых относительно друг друга, тем более вытянутую форму имеет этот овал. К этим кавернам следует относить и такие, у которых соблюдается следующее соотношение:

а > 1,3d,

где а - минимальное фиксируемое раскрытие двух противоположно расположенных измерительных рычагов (определяется по данным профилеметрии); d - наружный диаметр УБТ или бурильного замка.

Рис. 7.7. Профили сечения ствола скважины