Апаратура для термічних вимірювань у свердловині

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 R _t0 і R _t – опір провідника при деякій початковій температурі t ₀ і вимірюваній температурі t; a – температурний коефіцієнт (його величина для міді складає 0,004°С^-1).

За величиною R _t 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 D U, 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 t ₀ 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/R ₀ a – стала термометра.

Визначення сталої термометра С і температури t ₀ рівноваги моста проводиться шляхом градуювання електричного термометра за допомогою точного ртутного термометра.

 

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:

А) 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.

 

Рис. 5.1 – Схеми виміру температур у свердловині електричними термометрами на трьохжильному (а) і одножильному (б) кабелях та електричним термометром типу ТЕГ (в)

За допомогою зазначених параметрів проводять:

- визначення природної температури порід на заданій глибині;

- кореляцію розрізів свердловин при регіональних дослідженнях;

- прогнозування тектонічної будови території, яка не вивчена за допомогою буріння;

- вивчення гідрогеологічної і мерзлотної характеристики досліджуваних районів. Для розв’язку цих задач звичайно використовують термограми природного теплового поля.

Б) 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 температуропровідність) за даними термічних досліджень свердловин зі сталим чи несталим тепловим режимом.

Теплові характеристики в комплексі з іншими петрофізичними параметрами порід дозволяють вирішувати наступні задачі:

- літологічного розчленовування розрізів свердловин;

- виявлення колекторів;

- 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.

Вивчення технічного стану свердловин

 

Інклінометрія

 

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. 6.1). 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 6.1 – 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.

Вимір кута й азимута викривлення свердловин здійснюється спеціальними приладами-інклінометрами, які можна об’єднати в три групи:

- інклінометри з дистанційним електричним виміром;

- фотоінклінометри;

- 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. 6.2). Центр ваги рамки зміщений так, що площина її завжди розташовується перпендикулярно до площини викривлення свердловини. В рамці містяться датчики азимута і кута викривлення свердловини.

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.

 

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 6.2 – 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 рис. 6.3.

 

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 -Д 3 – діоди;

РП – прилад, який реєструє

Рисунок 6.3 – 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. 6.3). 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 необсадженних 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.

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

 

, (6.1)

 

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. 6.4). 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

 

, (6.2)

 

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 досліджуваній ділянці. Величина зміщення і його напрямок позначаються на плані. Інклінограма будується в масштабі 1:200.

 

Рисунок 6.4 – Приклад побудови інклінограми

Кавернометрія

 

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. Використовують каверноміри типів СКС, СКТ і СКО, що мають по чотири вимірювальних важелі з двома плечами – довгим 1 і коротким 2 (Рис. 6.5). 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.

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 їх реєструє. Відмінність 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. 6.6).

 

Рисунок 6.5 – Схема конструкції каверномірів типів СКТ і СКО

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 до стінки свердловини та промивної рідини насадка зміщується вниз і звільняє важелі. Якщо важелі обмотані сталевим дротом, то при проходженні через неї за допомогою трансформатора струму достатньої сили вона перегоряє і важелі розкриваються. Для запису повторної кавернограми, тобто кривої фактичної зміни діаметру свердловини в масштабі глибин, 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.

 

а – місткова схема; б, в – потенціометрична схема. R _l, R ₃ – змінні опори моста; R ₂, R ₄ – постійні опори моста; КП – компенсатор поляризації: R _д – опір датчика; Г – генератор постійного струму; АВ – живляча ланка; MN – вимірювальна ланка

Рисунок 6.6 – Електричні схеми каверномірів для роботи з трьохжильним (а, б) і одножильним (в) кабелем

Діаметр свердловини d _c визначається за формулою:

 

, (6.3)

 

де d ₀ – початковий діаметр свердловини при закритих важелях каверноміра, коли різниця потенціалів D U, 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 відтискає шарнірні з’єднання пар важелів до стінки свердловини. Один з важелів оснащений фігурним кулачком, що переміщує 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 D U, 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. 6.7, 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. 6.7, б). При закритих важелях штовхальник 19 разом зі штоком 18 і ковзуном реостата 14 знаходяться в крайньому верхньому 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 стискаються. 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 6.7 – 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 напроти 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 каверномірах) у масштабі 1:1 і кіркограму кіркоміром, що дозволяє виміряти товщину глинистої кірки.

 

Трубна профілеметрія

 

Трубний профілемір призначений для вимірювання внутрішнього діаметру і профілю обсадних колон. Прилад забезпечений 12 вимірювальними важелями. Профіль визначається парою важелів, розташованих в одній площині і які переміщаються незалежно від інших пар. Переміщення кожної пари важелів пов'язано з окремим реостатом. Ці реостати живляться змінним струмом частотою 20 кГц. Для одночасної реєстрації 6 вимірюваних параметрів використовують часову імпульсну телевимірювальну систему.

Вимірювання, що виконані трубним профілеміром, дозволяють виявити ексцентриситет обсадної колони, обумовлений нерівномірним її стисненням, виділити інтервали на внутрішній поверхні колони, які порушені корозією.