Лекция 13. СКВАЖИННЫЕ КИП

Скважинные КИП представляют собой весьма широкую группу приборов, предназначенных для проведения различных исследований в стволе скважины. Как упоминалось, сюда входят различные измерительные средства, рассматриваемые в специальных курсах скважинной геофизики, управления траекториями скважин и др. В этой главе будут представлены некоторые из наиболее распространенных скважинных приборов.

Скважинные КИП сходны с забойными в том отношении, что они также имеют спускаемые в заданный интервал ствола датчики, расположенные на поверхности показывающие приборы и канал связи, соединяющий первые и вторые. Чаще всего такой канал обеспечивается кабелем, но в отдельных случаях в общем корпусе с датчиком размещается самописец, а сам корпус движется по стволу на стальном канате.

Отличия скважинных приборов от забойных в том, что они могут работать не только на забое, но и в любом интервале ствола скважины. При их работе бурение останавливают.

Рис. 13.1 Скважинный (глубинный) манометр

1 – канат; 2 – корпус; 3 – направляющий груз; 4 – двигатель; 5 – вал с наружной резьбой; 6 – дно стакана с внутренней резьбой; 7 – направляющий шток; 8 – геликс; 9 – сильфон; 10 – отверстие в корпусе; 11 – буровой раствор (скважинная жидкость); 12 – рабочая жидкость; 13 – ось геликса; 14 – перо; 15 – стакан; 16 – максимальный термометр

Наряду с манометрами, служащими для контроля давления жидкости в поверхностных трубопроводах и емкостях, существуют скважинные манометры. Их применение особенно важно в случаях, когда отдельные интервалы скважины изолированы друг от друга пакерами. В этих интервалах возникают неодинаковые давления, для контроля которых и используют скважинные манометры. Примером могут служить пластоиспытатели, когда с целью вызова нефти продуктивная зона скважины отделяется пакером от вышерасположенной части ствола и после этого в этой зоне создается резко пониженное (по отношению к гидростатическому) давление.

На рис. 13.1 изображен простейший скважинный манометр, имеющий в своем составе записывающее устройство. При нахождении корпуса 2 в стволе скважины скважинная жидкость 11 сквозь отверстие 10 проникает в нижний отсек корпуса. Существующее на этой глубине давление скважинной жидкости заставляет сжиматься гармошку сильфона 9, предавая давление на рабочую жидкость 12. В качестве рабочей жидкости используют лигроин ввиду его низкой вязкости. Рабочая жидкость находится в замкнутом пространстве состоящем из полостей сильфона и геликса 8. Давление заставляет геликс (см. рис. 5.4) раскручиваться, поворачивая ось 13 и перо 14.

Перо 14 прижимается к внутренней поверхности стакана 15, которая выстлана специальной бумагой, обработанной титановыми белилами и воском. На такой бумаге острие пера оставляет отчетливый след. Если бы стакан был неподвижен, то след от пера представлял бы собой горизонтальную риску, длина которой соответствовала бы наибольшему давлению. Однако стакан с течением времени опускается, и поэтому вместо риски перо оставляет диаграмму изменения давления во времени.

Опускание стакана происходит из-за вращения вала 5 часового механизма 4. На валу 5 выполнена резьба, на которую навернуто дно 6 стакана 15 . Проходящим сквозь отверстие в дне штоком 7 дно застраховано от вращения. При вращении вала вправо, дно и сам стакан опускаются вниз. Время работы часового механизма может доходить до 48 ч.

Рис. 13.2. Диаграмма глубинного манометра

– время; – соответственно время спуска манометра, время его пребывания неподвижным, время подъема, а также время обработки одной свечи; – соответственно давление, наибольшее давление (при спуске на максимальную глубину) и изменение давления при спуске на одну свечу.

Диаграмма спускаемого на бурильной колонне глубинного манометра представлена на рис. 13.2. Отсчет времени и давления (нулевая точка) начинается с момента опускания корпуса манометра в жидкость, заполняющую устье скважины. Далее спуск продолжается по одной свече. Ступенька диаграммы, направленная вдоль оси давлений соответствует спуску одной свечи. При этом давление возрастает на величину

, (13.1)

где – плотность жидкости, а – длина свечи. При свинчивании свеч и сопутствующих операциях давление на манометре не возрастает, но затрачивается время . По сравнению с временем, затрачиваемым на с соединение свечи с бурильной колонной, доля в времени собственно спуска свечи незначительна.

Таким образом за время спуска до некоторой запланированной глубины давление ступенями достигает наибольшей величины . На соответствующей глубине манометр продолжает находиться время , после чего, свеча за свечей, втечение интервала времени происходит подъем, имеющий на диаграмме вид, схожий со спуском. Различие заключается лишь в том, что давление теперь ступеньками падает от до нуля (достигает оси времени). Масштабы времени и давления получают еще на поверхности, сравнивая интервалы времени (по часам) и давления (по образцовому манометру), с соответствующими отрезками на диаграмме. Процедура градуирования позволяет на основе диаграммы получить необходимые числовые значения.

Максимальный термометр 16 служит для корректирования показаний глубинного манометра на температуру. Дело в том, что даже если давление окружающей манометр скважинной жидкости останется без изменений, но при этом температура возрастет, то находящаяся в замкнутом пространстве рабочая жидкость расширится, и прибор зарегистрирует повышение давления. Поэтому, если на поверхности давление и температура равны и , а на наибольшей глубине спуска зарегистрировано давление , и температура (ее зафиксирует максимальный термометр), то истинное давление на максимальной глубине (с учетом повышения температуры)

, (13.2)

где – повышение давления вызванное повышением температуры с до (при этом можно установить на поверхности экспериментально).

Если температура растет с глубиной линейно (например вследствие геотермического градиента), то истинное значение давления на глубине можно оценить как

(13.3)

Рис. 13.3. Скважинный термометр

1 – корпус; 2 – направляющий груз; 3 – геликс; 4 – термобаллон; 5 – отверстие; 6 – скважинная жидкость; 7 – рабочая жидкость

Принцип действияскважинного термометра(рис. 13.3) в том, что (как упоминалось) давление в находящейся в замкнутом пространстве рабочей жидкости зависит от ее температуры. Чувствительным элементом прибора является термобаллон 4. В отличие от сильфона на рис 13.1, термобаллон не может передавать рабочей жидкости 7 давление скважинной жидкости 6, так обладает жесткими стенками. Поэтому термобаллон передает только температуру. Если температура растет, то объем рабочей жидкости увеличивается, вызывая рост давления. Давление же действует на геликс 3 и самописец точно так же, как и в глубинном манометре ( но это давление несет информацию только о температуре).

Таким образом конструктивно скважинный термометр отличается от глубинного манометра только тем, что эластичный сильфон в нем заменен жестким термобаллоном. Все, что расположено выше линии разрыва (перо, стакан, вал и часовой механизм) в точности совпадают с рис 13.1.

Скважинные термометры позволяют получить важную информацию о температурах на различных интервалах ствола скважины. Так, при проведении цементации затрубного пространства, знание температуры позволяет правильно подобрать рецептуру цемента. Без термометра оценка температуры может например, оказаться заниженной, что приведет к преждевременному схватыванию цемента и весьма серьезным последствиям вплоть до закрытия скважины. Если же температура оценена точно, то преждевременного схватывания можно избежать добавлением необходимого количества замедлителя схватывания.

Рис. 13.4 Скважинный расходомер

1 – стенка скважины; 2 – кабель 3 – корпус; 4 – окно; 5 – пружинный центратор; 6 – обтекатель; 7 – турбинка; 8 – тахогенератор; 9 – вал; 10 – подшипник; – расход жидкости

Скважинный расходомер (рис. 13.4) работает следующим образом. В положении на рисунке он спущен на кабеле 2 в зону где имеется поток скважинной жидкости снизу вверх. Часть этого потока движется между стенками 1 скважины и корпусом 3 прибора. Другая часть потока попадает внутрь корпуса и, встречая на своем пути турбинку 7, приводит ее во вращение и затем выходит из прибора через окна 4. Колесо турбинки через вал 9 вращает тахогенератор 8, вырабатывающий напряжение, пропорциональное скорости вращения вала, т. е. – расходу жидкости. Это напряжение по кабелю передается на расположенный на поверхности показывающий прибор, дающий отсчет расхода .

Данный турбинный расходомер, (как и электромагнитный расходомер на рис. 8.5) относится к типу скоростных расходомеров. По сути дела, на лопасти турбинки действует не расход жидкости, а скорость потока . Однако, зная скорость, оценку расхода жидкости легко получить по формуле , (13.4)

где – площадь поперечного сечения скважины (определяется на основании известного диаметра скважины в месте размещения расходомера), а – коэффициент, учитывающий неравномерность скоростей потока по сечению скважины. Таким образом есть усредненное значение скорости потока по сечению.

Известно, что скорости потока жидкости в канале круглого сечения максимальны в центре и минимальны у периферии. Причина этого в силах трения между стенками канала и жидкостью. Это явление учитывается при установке центраторов 15. Три расположенные под углом 120 плоские пластинчатые пружины упираясь, скользят вдоль стенок скважины и тем обеспечивают нахождение корпуса расходомера в центре сечения. В таком положении коэффициент примерно постоянен. При отсутствии же центраторов корпус датчика ложился бы на одну из стенок, что привело бы к существенной методической погрешности измерения расхода из-за неопределенности значения коэффициента .

Скважинные расходомеры применяются при бурении скважин на жидкие полезные ископаемые. С их помощью обнаруживают внутрискважинные перетоки(рис. 13.5). На рисунке представлены два содержащих жидкость пласта (2 и 3). Так-как в верхнем пластовое давление меньше, жидкость На рисунке даны два содержащих жидкость пласта (2 и 3). Так-как в верхнем давление меньше, жидкость из нижнего пласта перетекает сюда.

Расходомер 4 спускают в скважину и периодически останавливают для производства

Рис. 13.5 Установление внутрискважинного перетока жидкости между двумя пластами

1 – скважина; 2 – пласт, содержащий жидкость под низким давлением; 3 – пласт, содержащий жидкость под высоким давлением; 4 – датчик скважинного расходомера.

замеров. В рассматриваемом случае все замеры, сделанные выше верхнего пласта покажут = 0 (из-за неподвижности жидкости в скважине, турбинка не вращается). Замеры, сделанные по мощности пласта 2 покажут расходы, которые от кровли пласта до его подошвы растут от нуля до максимума. Этот максимальный расход будет сохраняться при опускании расходомера от подошвы пласта 2 до кровли пласта 3. При опускании прибора от кровли пласта 3 до его подошвы расход будет падать от максимума до нуля. Ниже подошвы пласта 3 расход снова окажется нулевым

Перетоки пластовой жидкости из высокопродуктивного нефтяного пласта в низкопродуктивный обычно снижают общую продуктивность месторождения. Если же нефть перетекает в пласт, содержащий воду, то к этому добавляется экологическое загрязнение последнего. После обнаружения, скважинные перетоки стремятся ликвидировать (спуском обсадных колонн и цементированием затрубного пространства).

Рекомендуемая литература: 3. с. 282-285, 293-295, 303-305

Контрольные вопросы

1. Каково назначение скважинных приборов?

2. Как устроен и работает глубинный манометр?

3. Как устроен и работает глубинный термометр?

4 Как устроен и работает скважинный расходомер?