Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

10

имна ийЗхтЦзаь щооЦднаЗзйлна икйЗЦСЦзаь аллгЦСйЗДзав ЙйкабйзнДгъзхп лдЗДЬаз З икйсЦллЦ лнкйанЦгълнЗД а щдлигмДнДсаа

При строительстве горизонтальных скважин (ГС) применяются кабельные технологии “Горизонталь-1, -2, -3, -4”, разработанные АО НПФ “Геофизика” и обеспечивающие проведение геофизических исследований комплексом методов, не требующих непосредственного контакта измеритель-ных систем со стенками ствола (КС, ПС, БКЗ, БК, ИК, ГК, НГК, ННК) [72].

Технология “Горизонталь-5” предназначена для проведения промыслово-геофизических и гидродинамических исследова-ний эксплуатационных ГС на геофизическом кабеле приборами для контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений и технического состояния скважин.

При исследованиях ГС Кущевского ПХГ используется кабельный канал связи с боковым вводом через переводник (рис. 117). Применяемые методы исследования: инклиномет-рия, ГК и НГК.

Указанная технология, аналогичная технологии “Горизонталь-1”, имеет следующие основные недостатки:

очень часты повреждения и порывы каротажного кабеля, что приводит к значительному удорожанию таких исследова-ний и длительным простоям скважин;

при нередких нарушениях синхронности спуска бурового инструмента и кабеля в скважину возможны не только обрывы кабеля, но и возникновение условий для травматизма и аварийных ситуаций;

определение глубин только по данным промера бурового

288

Рис 117 Схема (пюименяемая! доставки геофизической аппаиатлюы в юти-зонтальную часть скважины:

1 _ Dotod буровой- 2 — элеватор- 3 — буровой инструмент- 4 — талевый блок 5 -оттяжной и подвесной'блочки 6 - каротажный кабель' 7 -боковой переводник- 8 - легкая бурильная труба (ЛБТ1- 9 - скважинный прибор- 10 - турбина- 11 - подъемник

инструмента может вносить значительные погрешности в привязку к глубинам регистрируемых параметров;

замедляется процесс спуска и подъема бурового инструмента в скважине.

Для устранения вышеперечисленных недостатков разработано технические решение усовершенствования технологии исследований ГС Кущевского ПХГ на основе применения аналогичного по принципу технологии “Горизонталь-3” способа доставки скважинного прибора с кабелем в горизонтальную часть скважины через буровой инструмент и использования компьютеров.

Сущность предлагаемого усовершенствования заключается в следующем (рис. 118).

При спущенном в ГС буровом инструменте на верхнюю свечу наворачивается устройство для передачи давления в буровой инструмент, в которое опускают на каротажном кабеле скважинный прибор с транспортным устройством. На устройство для передачи давления устанавливают разрезное устройство для герметизации кабеля под давлением.

Затем с помощью подсоединенного к устройству для передачи давления тампонажного агрегата создают давление, которое проталкивает в буровом инструменте транспортное устройство со скважинным прибором на забой. При этом подсоединенный к прибору кабель с магнитными метками сматывается с лебедки каротажного подъемника через обтяжной и подвесной ролики под соответствующим натяжением, синхронно вращая через сельсиновую передачу лентопротяжный механизм в каротажном регистраторе, что позволяет с помощью компьютера точно (с учетом поправок на изменение диаметров кабеля и роликов) определять глубины нахождения прибора в скважине.

Транспортное устройство соединено со скважинным прибором ослабленным, по сравнению с прочностью кабеля, креплением для отрыва и сохранения прибора и кабеля в случае заклинивания устройства. В транспортном устройстве предусмотрены два клапана, позволяющие производить через него прямую и обратную промывку скважины (циркуляцию бурового раствора).

При необходимости выталкивания скважинного прибора в открытый ствол из бурового инструмента транспортное устройство устанавливается на кабеле выше скважинного прибора. В этом случае для создания жесткости кабелю между прибором и поршневым устройством на него одевается гиб-

290

Рис. 118. Схема (предлагаемая) доставки геофизической аппаратуры в горизонтальную часть скважины:

1 - ротор буровой; 2 - элеватор; 3 - смесительный барабан; 4 - уплот-нительное устройство; 5 - каротажный кабель; 6 - оттяжной и подвесной блочки; 7 - подъемник каротажный; 8 - агрегат тампонажный; 9 - турбина; 10 — переводник; 11 — транспортное устройство; 12 — соединительный трос; 13 - скважинный прибор; 14 - ЛБТ; 15 - стрелочный манометр; 16 - электронный манометр; 17 - кран

Рис. 119. Варианты проведения ГИС в горизонтальной скважине:

Ф - с выходом в открытый ствол' • - через электропрозрачные трубы- -с использованием винтового электродвигателя' 1 - переводчик' 2 - транспортное устройство- 3 - соединительный трос- 4 - скважинный прибор-5 - электропрозрачная труба; 6 - обсадная колонна; 7 - винтовой электро-двигатель

кий шланг или еще два-три слоя кабельной брони (рис. 119, Ф).

Остановка скважинного прибора одновременно регистрируется с помощью компьютера по повышению, а затем стабилизации давления на манометре устройства для передачи давления, уменьшению натяжения кабеля и прекращению изменения регистрируемого геофизического параметра (рис. 120).

Регистрация геофизических параметров производится при подъеме скважинного прибора в буринструменте: при ин-клинометрии в таймерном режиме — в нижней его части из немагнитных труб, при регистрации ГК и НГК — по всему

Рис. 120. Регистрация остановки скважинного прибора по глубине ( $) и времени (•):

1 — кривая давления; 2 — кривая натяжения кабеля; 3 — кривая локатора муфт; 4 - кривая ГК

293

стволу. Глубины параметров определяются с помощью цифрового вычислительного комплекса по магнитным меткам и с привязкой к стволу ротора.

Для исправления показаний ГК и НГК за экранирующее влияние бурового инструмента в процессе их регистрации с помощью компьютера вводятся поправки и одновременно регистрируются исправленные кривые:

I ИСП __ ИНСТ ,

ГК — Kk I ГК '

I ИСП __ ИНСТ

НГК — KНГКI НГК '

ГЛе K = Iтех.код/Iинст. тех.код , I инст. I тех.код I тех.код _

1 де гк гк / гк , Kнгк I нгк / нгк , гк , нгк

показания соответственно ГК и НГК, зарегистрированные в верхнем интервале технической (промежуточной) колонны без бурового инструмента; I™ст, I™^ — показания соответственно ГК и НГК, зарегистрированные в этом же интервале в буровом инструменте, спущенном в техническую (промежуточную) колонну.

В процессе углубления горизонтальной скважины путем сопоставления значений параметров ГИС, зарегистрированных до и после углубления в одном и том же интервале, с помощью компьютера вводятся исправления кривых ГК и НГК и показаний инклинометрии, искаженных муфтовыми соединениями (рис. 121).

Для эффективного применения усовершенствованной технологии исследований скважин необходимо использование цифровой программо-управляемой каротажной станции с полевым вычислительным комплексом (ПВК). Таким образом, можно получать исправленные диаграммы ГК и НГК, показания инклинометрии, а также других методов контроля за техническим состоянием скважин с точными глубинами их регистрации.

В качестве дальнейших усовершенствований технологии исследований горизонтальных скважин намечаются следующие перспективные направления.

Использование (аналогично технологии “Горизонталь-З”) в нижней части бурового инструмента “прозрачных" для электрических и радиоактивных методов ГИС стеклопластико-вых труб с целью осуществления исследований горизонтального участка ствола скважины методами КС, ПС, БКЗ, БК, ИК, ГК, НГК, ННК и инклинометрии (рис. 119, •).

294

Рис. 121. Влияние бурового инструмента и его муфтовых соединений на результат измерений:

1 — кривая локатора муфт; 2 — кривая ГК; 3 — исправленная кривая ГК; 4 — зона влияния муфтовых соединений на результаты измерения

Для исследования горизонтальных участков стволов обсаженных скважин предлагаются технические решения доставки скважинного прибора на забои, базирующиеся на использовании в качестве движителей электромагнитных систем, например винтового или модифицированного линейного электродвигателей (рис. 119, ,).

Винтовой электродвигатель представляет собой двигатель — насос с ротором в виде шнека, прокачивающего через внутреннюю полость насоса заполняющую ствол скважины жидкость и использующий ее реактивную отдачу.

Модифицированный линейный электродвигатель представляет собой электрическую машину, в которой основным элементом конструкции является обсадная колонна (подобно монорельсу для скоростных железнодорожных экспрессов на воздушной подушке).

Кроме того, представляет интерес транспортное устройство, разработанное НПО “Тарис” (г. Москва) и имеющее следующую техническую характеристику (по данным фирмы):

Масса, кгг не более......................................... 20

Тяговое усилие, кг........................................... 220

Мощность, Вт................................................... 296

Скорость проходки, м/мин........................ 3,51

Дальность проходки, м................................. 800

Напряжение питания, В............................... 96

295

Габариты, мм:

диаметр.......................................................... 100

длина............................................................... 500

Транспортное устройство может быть использовано в скважинах с диаметрами труб обсадных колонн 140 — 400 мм.

Другим направлением проведения геофизических исследований в ГС является технология с использованием гибких труб и автономной геофизической аппаратуры.

"Газпромгеофизика” предлагает осуществлять ГИС-конт-роль ГС с помощью автономной аппаратуры, спускаемой в скважину с помощью комплексной мобильной установки АРТ-800, предназначенной для ликвидации гидратных, парафиновых и песчаных пробок при герметизированном устье, с использованием в качестве носителя геофизической аппаратуры длинномерной безмуфтовой стальной трубы. Для реализации указанной технологии необходимы прежде всего выбор и адаптация параметров фондовых устройств и формирование на их основе геофизических комплексов для решения технических и геологических задач. Авторы отмечают, что несмотря на кажущуюся простоту, технология может быть реализована лишь после тщательного изучения конкретных геолого-промысловых условий и разработки модульной автономной аппаратуры, обеспечивающей проведение исследований с использованием установки АРТ-800.

По данным авторов, предлагаемая технология проведения геофизических исследований ГС обладает существенными недостатками:

невозможность точного определения глубины местоположения скважинного прибора;

малый срок службы гибких труб, используемых в качестве носителя автономной геофизической аппаратуры (по данным разработчиков не более 30 спусков-подъемов);

высокая стоимость установки АРТ-800 и, следовательно, высокая стоимость проведения исследований.

Следует отметить, что горизонтальные скважины, особенно на ПХГ, нуждаются в более эффективном контроле за их техническим состоянием, чем вертикальные в связи с более сложными условиями строительства и эксплуатации.

В НТЦ предприятия “Кубаньгазпром” разработан и успешно испытан в вертикальных скважинах комплекс средств контроля за техническим состоянием крепи скважин, состоящий из: малогабаритного локатора муфт МЛМ-36, дифференциального локатора магнитных аномалий ДЛМ-42, лока-

296

тора потери ЛПМ-42, аппаратуры механоакустического каротажа СМАШ-42, индукционного дефектомера ИДК.

Указанная аппаратура создана для работы в скважинах, заполненных буровым раствором, водой, газом, нефтью, их смесями, и предназначена для определения местонахождения муфтовых соединений в обсадных колоннах и НКТ, привязки диаграмм ГИС к их характерным элементам контроля за спуском скважинных приборов в нефтяных и газовых скважинах, выделения интервалов перфорации, измерения изменений внутреннего диаметра обсадных труб и НКТ, выявления повреждений типа порывов и трещин с продольной и поперечной ориентацией, интервалов интенсивной коррозии и сквозных проржавлений, а также заколонных перетоков.

Начаты работы по адаптации данной аппаратуры к условиям проведения с ее помощью контроля за техническим состоянием ГС Кущевского ПХГ с использованием перечисленных вариантов технологии доставки приборов в горизонтальную часть ствола скважин.

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)