Исследования технического состояния скважины

                                        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение……………………………………………………………………………...5

1. Теоретическая часть………………………………………………………………6
1. Исследования технического состояния скважины……………………….6

1.2. Модуль основной универсальный  КСА-Т12-38……………………………7

1.2.1. Назначение………………………………………………………….7

1.2.2. Технические  характеристики……………………………………...9

1.2.3. Состав……………………………………………………………...15

1.2.4. Устройство  и работа………………………………………………16

1.2.5. Работа  составных частей…………………………………………18

2. Расчетная часть…………………………………………………………………..26

1. Расчет измерительного усилителя……………………………………….26

Заключение………………………………………………………………………….34

Список литературы…………………………………………………………………35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Геофизические методы исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две весьма обширные группы методов - методы каротажа и методы скважинной геофизики. Каротаж, также известный как промысловая или буровая геофизика, предназначен для изучения пород непосредственно примыкающих к стволу скважины (радиус исследования 1-2 м). Часто термины каротаж и ГИС отождествляются, однако ГИС включает также методы, служащие для изучения межскважинного пространства, которые называют скважинной геофизикой.

Исследования  ведутся при помощи геофизического оборудования. При геофизическом  исследовании скважин применяются  все методы разведочной геофизики.

В своем  курсовом проекте я буду рассматривать исследование технического состояния контрольных, остановленных, эксплуатационных, нагнетательных скважин. Используемой аппаратурой будет служить скважинный прибор «КСА-Т12-38». В расчетной части будет проведен расчет измерительного усилителя модуля «КСА-Т12-38». В графической части будут рассмотрены следующие схемы, изображенные на формате А1: 1-й лист – общий вид прибора; 2-й лист – электрическая принципиальная схема прибора.

 

 

1. Теоретическая часть

1.1. Исследования технического состояния скважины

Исследования  технического состояния скважины также  должны строго регламентироваться и  по методам, и по периодичности.

 Последовательность  исследований технического состояния  скважин определяется исходя  из принципа: от постоянных визуальных  наблюдений и несложных замеров  к исследованиям с определенной  периодичностью во времени и,  наконец, к разовым исследованиям  во время ремонтных работ. 

 Из  существующих геофизических методов  исследования технического состояния  скважин для оценки герметичности  заколонного пространства в настоящее время наиболее эффективно может быть использован метод высокочувствительной термометрии в комплексе с АКЦ или СГДТ. Инструментально наличие притока определяется путем вызова циркуляции жидкости между двумя спецотверстиями с помощью пакера. Исследование герметичности эксплуатационной колонны производится опрессовкой пакером с применением расходометрии и термометрии.

 Существующие  в настоящее время методы исследования  технического состояния скважин  не позволяют детально выявить  образовавшиеся дефекты колонн, вследствие дискретного характера  отображения получаемой ими информации.

 Наиболее  простым и дешевым методом  исследования технического состояния  скважины является метод кривых  восстановления устьевого давления. При его использовании режим  закачки воды многократно изменяется и строятся графики восстановления устьевого давления, изменения приемистости скважины во времени и индикаторная кривая.

Осложнения  и аварии, возникшие в процессе проведения изоляционно-ликвидационных работ или в процессе исследования технического состояния скважин, ликвидируются  по дополнительным к проектной документации к ликвидации планам, согласованным с региональными органами Госгортехнадзора России.

 Задачи  оздоровления осложненного фонда  скважин обусловливают необходимость  специального регламентирования  методов, комплексов и периодичности  исследований технического состояния  скважин. 

 Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанный с изучением геолого-промысловых материалов,  исследованием технического состояния скважины, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса.

 Исследование  скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин,  исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.

 

1.2. Модуль основной универсальный КСА-Т12-38

1.2.1. Назначение

Модуль основной универсальный  КСА-Т12-38-120/60 (далее – модуль) предназначен для геофизических исследований при контроле разработки нефтяных и  газовых месторождений с целью  оценки технического состояния эксплуатационных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами с внутренним диаметром  не менее 50 мм.

Область применения модуля:

• измерение температуры;
• определение температурных аномалий;
• измерение давления;
• измерение удельной электрической проводимости жидкости;
• измерение мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород;
• индикация притока;
• определение мест негерметичности обсадной колонны;
• определение интервалов притока флюида в скважину;
• определение состава скважинной жидкости;
• исследование природы акустических шумов в скважине;
• определение положения муфтовых соединений насосно-компрессорных и обсадных труб;
• определение интервалов перфорации;
• привязка измеряемых параметров по глубине;
• индикация зенитного угла оси скважины;
• индикация угла поворота модуля вокруг собственной оси.

Модуль предназначен для работы в составе геофизической лаборатории  и каротажного подъемника ПКС-5 ГОСТ 25785, оборудованного одножильным геофизическим кабелем длиной до 5000 м или аналогичным вышеуказанным.

Модуль снабжен двумя стыковочными устройствами, предназначенными:

• верхнее стыковочное устройство - для подключения верхнего расходомера или приборной головки;
• нижнее стыковочное устройство - для подключения приставок.

Модуль, в том числе с приставками, обеспечивает весь комплекс исследования за один спуско-подъем путем одновременной регистрации контролируемых параметров и передачи информации через одножильный кабель в цифровом коде в формате КСАТ.

Параметры модуля и их значения приведены  в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1

Номер канала	Наименование параметра			Диапазон	Погрешность
00	Приставка верхняя			-	-
01	Приставка нижняя			-	-
02	Приставка нижняя			-	-
03	Температура внутри прибора, °С			0...+120	±1,5
04		Индикация зенитного угла	0...180°			±3
05		Индикация угла поворота	0…360°			±5
06		Индикация шума (СЧ), кГц	0,1...12			-
07		УЭП, См/м	0,1...30			±5%
08		Температура, °С	-10…+120			±0,8
09		Давление, МПа	0…60			±0,3
10		Содержание  воды в нефти, %	0…100			-
11		Индикация шума (ВЧ), кГц	12...32			-
12		Индикация шума (НЧ), Гц	0...100			-
13		Локатор муфт, сигнал/шум	³5 / 1			-
14		Термоиндикация притока, м3/ч	0,1…50			-
15		МЭД гамма-излучения, мкР/ч	1…100			±10%

Условия эксплуатации

• Диапазон рабочих температур от минус 10 до +120°С.
• Максимальное рабочее давление 60 МПа.

 

1.2.2. Технические характеристики

Передача данных с каналов модуля происходит в двоичном коде с фазоразностной модуляцией с повторением каждого  сообщения (формат КСАТ).

Двадцать бит информации составляют четыре бита адреса (А0 … А3), пятнадцать измерительных (D0 … D14) и последний – «лог. 0». Длина одного сообщения 2,625 мс.

Используются все каналы от 00 до 15.

Структура сообщений с модуля поканально и повременно, а также пример кодирования и модуляции приведены на рисунке 1.3.1.

Рис.1.2.1 Структура сообщений

 

Канал измерения температуры:

Номер канала 08.

Диапазон  измерения от минус 10 до +120 °С.

Номинальная функция преобразования Т, °C

T = К_t ´ N - 10,                                                 (1.2.1)

где К_t = 0,005°C - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода);

N - текущее  значение двоичного кода.

Пределы допускаемой  основной абсолютной погрешности ±0,8 °C.

Показатель  тепловой инерции, определенный в воде, не более 1,5 с.

Канал измерения температуры внутри корпуса:

Номер канала 03.

Диапазон  измерения от 0 до +120 °С.

Номинальная функция преобразования Т_вк, °C

T_вк = К_tвк ´ N,                                                 (1.2.2)

где К_tвк = 0,1°C - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода);

N - текущее  значение двоичного кода.

Основная  абсолютная погрешность ±1,5 °С.

Канал измерения давления

Номер канала 09.

Диапазон  измерения от 0 до 60 МПа.

Номинальная функция преобразования Р, МПа

P = K_P(N - 2000),                                            (1.2.3)

где  K_P = 0,002 МПа - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода);

N - текущее  значение двоичного кода.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности  в интервале от минус 10 до +120 ^oC ±0,3 МПа.

Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения