Акт о подготовке скважины для производства

В результате геологоразведочных работ в Арыскумском прогибе к настоящему времени доказана нефтегазоносность трех комплексов отложений – среднеюрского, верхнеюрского и нижненеокомского. Кроме того, выделяется нижнеюрский комплекс, о чем свидетельствуют активные газопроявления, встреченные в процессе бурения скважины 1п-Арыскум.

Среднеюрский комплекс развит в грабен-синклиналиях и в погруженных частях выступов. Верхнеюрский комплекс отложений распространен на большей части площади Арыскумского прогиба. Промышленная продуктивность этих отложений установлена на месторождениях Кумколь, Арыскум и Кызылкия.На месторождении Кумколь установлена промышленная нефтеностность нижненеокомских и юрских отложений. В нижнем неокоме (арыскумский горизонт) выявлены два продуктивных горизонта (М-I, М-II), в верхней юре (кумкольская свита) – три (Ю-I,Ю-II,Ю-III)и средней юре – один (Ю-IV). Залежи меловых горзонтов расположены в интервале глубин 1065 – 1120м, юрские – 1190-1370м. Таким образом, на месторождении выделяются два этажа продуктивности.

Юрские горизонты. Горизонт Ю-I обладает наибольшей площадью нефтеносности и залегает ниже меловых залежей на 80-148м. Покрышкой для горизонта служит пачка глин коскольской свиты толщиной от 16 до 106 м. По данным ГИС горизонт Ю-I выражен в виде двух-трех песчаных пластов и присутствует на всей площади. К горизонту приурочена газонефтяная залежь. Общие эффективные толщины изменяются от 0,8м (скв. 1с) до 12,4м скв. 17). При этом газонасыщенные толщины по скважинам изменяются от 6,6 (скв. 8) до 8,8 (скв. 9), а эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах полного контура нефтеносности колеблются от 0,4 (скв. 1с) до 12,4 (скв. 17).

Максимальные значения нефтенасыщенных толщин также отмечаются в районе скважин 6, 14 – соответственно 11,4 и 9м. Водонефтяной контакт на большей части площади залежи принят на отметке – 1197,5м по данным комплексного рассмотрения результатов опробования и ГИС. Нижние отметки получения нефти при этом колеблются в основном от – 1196 (скв. 13, 29) до – 1197,5 (скв. 40) и 1198м (скв. 15).

В скважине 30 нефть получена до отметки – 1201,3м, которая совпадает с подошвой нижнего продуктивного пласта и принимается за ВНК в этом районе. По данным ГИС водонефтяные контакты четко фиксируются на отметках – 1199,3м (скв. 29), - 1198м (скв. 29), - 1198м (скв. 15).

В обособленном, тектонически нарушенном своде, в районе скважины 3с, нефть получена до отметки – 1178м, которая и принимается за водонефтяной контакт. На восточном полусводе данного поднятия (скв. 34) ВНК условно принимается по подошве пласта, давшего нефть в этой скважине до отметки – 1163м.

Газовая залежь вскрыта скважинами 8, 9, 24. Притоки газа с конденсатом получены в скважинах 9 и 24. Исследования на газоконденсатность не проведены, и судить о дебитах конденсата можно лишь ориентировочно, по исследованиям с помощью сепаратора.

С учетом принятых ГНК и ВНК высоты газовой и нефтяной частей равны 31,9 и 89,5м соответственно при площадях газоносности 913,7 га и нефтеносности 10727,1 га. Чисто нефтяная зона занимает 69% всей площади. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Горизонт Ю-II отделяется глинистой пачкой толщиной от 3,6 до 18,6м от вышележащего горизонта Ю-I выражен в виде одного-двух песчаных пластов в центральной части залежи. В южной части эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчлененность горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где эффективные толщины уменьшаются вследствие замещения коллекторов непроницаемыми породами в районе скважин 9, 12, 17, 19. Наибольшая расчленённость горизонта отмечается в северной части залежи в районе скважин 1с, 2с, где количество песчаных пропластков достигает 4. Общие эффективные толщины горизонта изменяются от 0,6 (скв. 6, 9, 12) до 11,4м (скв. 29). Эффективные газо- и нефтенасыщенные толщины изменяются соответственно от 3,8м (скв. 8) до 6м (скв. 24) и от 0,6м (скв. 6, 9, 12) до 10,2м (скв.31).Залежь Ю-II горизонта изучена опробованием в 16 скважинах.

В скважине 8 на глубине 1229,5м (абс. Отметка – 1111,5м) по данным ГИС четко фиксируется газонефтяной контакт, однако при опробовании скважины выше и ниже этой отметки получены притоки газа с конденсатом без нефти. Отсутствие нефти при опробовании объясняется задавливанием ее потоком газа с дебитом 62 тыс. м ³/сут.

Таким образом, отметки ГНК по горизонтам Ю-I и Ю-II совпадают.

Самая низкая отметка, до которой получена нефть, равна – 1203м (скв. 1с), а наиболее высокая отметка водоносного пласта (-1203,6м) зафиксирована в скважине 39. Поданным ГИС в скважине 31 пласт коллектор толщиной 10м без плотных и глинистых прослоев уверенно интерпретируется как продуктивный. Отметка подошвы его равна – 1203м. Эта отметка и принимается за ВНК в северной части месторождения. В присводовой части в скважине 23 чистая нефть получена до отметки – 1196м.

С учетом изложенного и массивно-пластового характера залежей отметка водонефтяного контакта для остальной части залежи принимается равной – 1198м, т.е. такой же, как и для горизонта Ю-I.

Площадь нефтеносности залежи 6414га, при этом чисто нефтяная зона занимает 67%. Площадь газоносности 228га. Высоты газовой и нефтяной частей залежей соответственно равны 9 и 91,5м. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная.

 

 

III Специальная часть

3.1 Характеристика объектов исследования

Объектом исследования является поисково-разведочная скважина. Исследования будут проводиться по 6 скважинам со средней глубиной 1900м.

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенныхпропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

На­чальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо ук­реплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых гор­ных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой (состоящей из свинченных стальных труб), которую назы­вают кондуктором.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые поро­ды, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложня­ющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Эксплуатацион­ная колонна предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пла­сты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

 

 

Параметры промывочной жидкости.

Параметры бурового раствора должны обеспечивать успешную проводку скважины и в дальнейшем качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимально возможным сохранением естественной проницаемости. Исходя из пластовых давлений продуктивных горизонтов и опыта проводки поисковых скважин, проектируются следующие параметры бурового раствора:

А) При бурении под кондуктор и техническую колонну в интервале 0-950м: уд.вес - 1.20- 1.22г/см3, вязкость 30-35с, водоотдача – 10см3/30мин, корка - 1мм, содержание песка 2%, обработка раствора УЩР + кальцинировванная сода + игетан

Б) При бурении дальше пройденного интервала технической колонны в интервале 950-1200м: уд.вес–1.21-1.23г/см3, вязкость-35с, водоотдача-6-8см3/30мин, корка 0.5мм, обработка раствора КМЦ, кальцинированная сода + игетан.

 

3.2 Обоснование и выбор комплекса геофизических методов. Задачи, решаемые каждым методом ГИС

Выбор рационального комплекса определялся задачами дипломного проекта по литологическому расчленению разреза скважин и определению нефтенасыщенных интервалов в поисково-разведочных скважинах нефтяного месторождения Кумколь.

При обосновании рационального комплекса геофизических исследований скважин и включения в него того или иного геофизического метода учитывались глубинность и специфика исследования этим методом.

Во всех скважинах будет выполнен обязательный комплекс геофизических исследований скважин для решения поставленных геологических и технических задач.

Комплекс, будет включать общие исследования по всему разрезу скважины в масштабе глубин 1:500 методами: БКЗ, ПС, ГК, НГК, АК, кавернометрия, инклинометрия.

Основным комплексом при проведении исследований в разведочных скважинах являются следующие методы: БКЗ, ПС, ГК, инклинометрия, кавернометрия. Данные методы будут проводится в первую очередь, так как необходимо знать об искривлении скважины, а также о возникновении каверн или сужений скважины. Следующие и дополнительные методы которые мы будем проводить: НГК и АК. Соответственно будет 2 спуско-подъемных операций.

 

Метод Бокового каротажного зондирования (БКЗ)

БКЗ применяется как для литологического расчленения разреза, так и для определения проницаемости коллекторов. Определение проницаемости нефтеносных пластов по удельному сопротивлению базируется на оценке остаточной водонасыщенностиК_во или коэффициента увеличения сопротивления Рн. Оценку проницаемости по удельному сопротивлению производят на основании экспериментальной кривой зависимости Рн=f(К_пр) для конкретного нефтеносного пласта или группы пластов. Значение Рн вычисляют по измеренным удельным сопротивлениям в скважине, проницаемость К_пр определяют на кернах.

 

Метод самопроизвольной поляризации (ПС)

Каротаж самопроизвольной поляризации. Большая разница фильтрационных свойств и подвижности ионов в коллекторе и окружающих его плотных породах вызывают существенное изменение потенциалов собственной поляризации (ПС). Поэтому аномалия ПС (отрицательная при большой минерализации пластовых вод) служит хорошим поисковым признаком коллектора особенно в песчано-глинистом разрезе.

 

Метод естественной радиоактивности (ГК)

ГК применяется для определения естественной радиоактивности пород и для литологического расчленения.

 

Инклинометрия и кавернометрия

Инклинометрия и кавернометрия являются методами для контроля технического состояния скважин. Этими методами измеряются угол наклона и диаметр скважин соответственно. Применение кавернометрии обязательно, т.к в местах увеличения диаметра происходит размыв – это явный признак того, что это пласт глин. Сужение диаметра говорит о наличии глинистой корки, что является свидетельством проникновения фильтрата бурового раствора в пласт-коллектор.

 

Метод Акустического каротажа (АК)

АК эффективно применяется при определении пористости коллекторов и их насыщения в необсаженных скважинах. Предназначен для исследования нефтяных и газовых скважин с целью определения пористости коллекторов, в том числе нефтегазонасыщенных аргиллитов, и прогнозирования зон аномально высокого пластового давления в песчано-глинистых разрезах, а также выделения трещиновато-кавернозных коллекторов и интервалов газонасыщенных пород. для литологического расчленения разрезов и расчета упругих свойств пород; локализации трещиноватых пород, трещин гидроразрывов и интервалов напряженного состояния пород; выделения проницаемых интервалов в чистых и глинистых породах; расчета синтетических сейсмограмм и интеграции результатов скважинных измерений с наземными и скважинными сейсмическими данными.

Измерения выполняют в необсаженных и, при определенных ограничениях, обсаженных скважинах, заполненных любой негазирующей промывочной жидкостью.

 

Метод Нейтронного-гамма каротажа (НГК)

НГК будет применяться для определения коэффициента пористости и литологического расчленения разреза по водородосодержанию.

 

Экономическая эффективность данного комплекса обеспечивается повышением производительности труда, снижением стоимости основных и вспомогательных работ, своевременным и качественным обслуживанием скважин промыслово-геофизическими работами, бережливым использованием техники, материалов, сокращением времени на выдачу оперативного заключения по скважине, улучшением организации управления геофизическими работами.

 

3.3 Методика и техника работ (по каждому методу)

3.3.1 Обоснование и выбор аппаратуры и оборудования для метода

Выбор применяемой аппаратуры и геофизического прибора напрямую зависит от совместимости методов исследований, возможностью использования модульных или комбинированных приборов, а также скоростями различных методов в зависимости от применяемых приборов.

Для проведения моих исследований я выбрал современную геофизическую станцию «Кедр-05» и совместимый с ним комплексный модульный прибор «Кедр-М-76».

Геофизические станция «Кедр-05» — малогабаритная система регистрации данных, предназначенная для проведения комплексных геофизических исследований в процессе разведки, бурения, освоения и эксплуатации скважин. Станция обеспечивают прием и обработку информационных сигналов от скважинной аппаратуры без использования наземных панелей. Лаборатория комплектуются датчиками глубины импульсными «Кедр ДГИ-1», датчиками магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ» и выносными блоками индикации глубины «БГ». Станция каротажная разработана для регистрации данных геофизического исследования скважин в области нефти- и газодобывающего производства.

Возможен прием сигналов глубины от сельсин-датчика на подъемнике, без использования сельсин-приемника. Регистрация глубины осуществляется с коррекцией по магнитным меткам и ролику. Лаборатории могут работать с датчиком натяжения кабеля, имеющим аналоговый выход по напряжению до 10 В.

Каждый из блоков представляет собой функционально законченное устройство. Управление станцией осуществляется через 10 Мбит/c интерфейс стандарта Ethernet, с внешнего компьютера, на компьютере же сохраняются зарегистрированные данные.

 

Рисунок 3.1 Блок регистратора

Состав:

Блок геофизический (БГФ).

Обеспечивает непрерывное декодирование информации от скважинного прибора и работу системы измерения глубины и скорости прибора. БГФ при помощи интерфейса стандарта Ethernet соединяется с внешним компьютером, а через последовательный канал обмена с другими блоками. Кроме того, в БГФ находится источник управляющих напряжений (ИУН) с выходной мощностью 100 Вт. диапазоном выходного напряжения до 300 В и тока до 0,5 А. Этот источник обеспечивает формирование стабилизированного постоянного напряжения или тока.

 

Блок коммутации (БК).

Осуществляет необходимые коммутации между тремя жилами кабеля, двумя источниками питания и входами АЦП блока геофизического, а также формирует цифровые последовательности, необходимые для управления скважинными приборами.

 

Плоттер (ПЛ02).

Обеспечивает представление результатов измерений в виде каротажных диаграмм на термобумаге.

 

 

Универсальный источник питания (УИП).

Обеспечивает формирование стабилизированного постоянного и переменного напряжения или тока, или смеси (переменный ток со сдвигом на постоянную составляющую). Для переменного тока форма сигнала может быть синусоидальной или программируемой формы.

 

Источник бесперебойного питания (ИБП).

Обеспечивает питание аппаратуры при сбоях питания. Емкости батареи достаточно, например, для работы прибора СРК-73 в течение 2 часов.

Особенности.

Использование стандартного сетевого протокола Ethernet обеспечивает высокую скорость обмена данными между блоками лабораторий и переносным персональным компьютером и аппаратную независимость от его типа.

Программное декодирование телеметрии всех скважинных приборов позволяет подключать к лабораториям новые приборы без внесения изменений и дополнений в аппаратуру. Список подключенных к лабораториям скважинных приборов насчитывает более 500 наименований.

Лаборатории отличаются универсальностью, высокой степенью надежности, простотой эксплуатации и высокой экономичностью. Технические решения, используемые в лабораториях, позволяют максимально повысить эффективность геофизических работ.

 

Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

Датчик «Кедр ДГИ-1» предназначен для измерения глубины нахождения скважинного прибора. Датчик устанавливается на щеку нижнего роликового блока (нижний ролик). Один оборот датчика соответствует одному метру перемещения геофизического кабеля. На датчике предусмотрен разъем для подключения датчика магнитных меток «Кедр-ДММГ». Для работы датчика требуется напряжение питания +12 В, которое формирует блок геофизический БГФ.

Рисунок 3.2 Датчик глубины импульсный «Кедр ДГИ-1»

 

«Кедр ДГИ-1» обеспечивает измерение глубины с точностью ±1 см. Датчик вырабатывает импульсный сигнал «+1 см», «-1 см». Сигнал «+1 см» формируется через каждый сантиметр при спуске, а «-1 см» через сантиметр при подъеме. Сигналы формируются при помощи импульса от уровня +5В до 0В, длительностью 0,6 мс.

 

Характеристики	Значения
Число импульсов на оборот
Дискретность измерения глубины	1см / 1мм (задается программно)
Тип выходного сигнала импульсы	+1, -1 / квадратурный сигнал
Цифровой интерфейс	RS232
Вход датчика натяжения	0...10В, 0...20мА
Напряжение питания, В	+8...18
Ток потребления, мА, не более
Рабочий диапазон температур, ºС	-50...+70
Длительность выходного импульса, мкс
Масса, кг	2,6

Таблица 3.1 Технические характеристики датчика глубины

 

Датчик магнитных меток глубины «Кедр-ДММГ»

Датчик предназначен для регистрации магнитных меток, нанесенных на геофизический кабель. Полярность считываемых меток должна быть SNS.

 

Датчик натяжения «Кедр ДН-1»

Датчик натяжения «Кедр ДН-1» предназначен для контроля натяжения геофизического кабеля. Рассчитан на работу с одножильным и многожильным геофизическим кабелем диаметрами от 4 до 12.7мм. Датчик размещается на кабелеукладчике лебедки.

Рисунок 3.3 Датчик натяжения

В состав входит:

· датчик натяжения;

· узел сопряжения с кабелеукладчиком лебедки;

· соединительные кабели;

· программное обеспечение для калибровки датчика.

 

Характеристики	Значения
Диапазон измеряемого натяжения, тонн	от 0 до 10
Диапазон рабочих температур, °C	от -50 до +70
Выходы
Аналоговые	0-10В, 0-5В, 0-20мА, 0-5мА, 4-20мА
цифровой интерфейс	«КЕДР-05» (16 бит)
цифровой интерфейс	«ДНК-2» (10 бит)
Цифровой	RS232
Разрешающая способность, кг	±1
Напряжение питания, В	от 11 до 30

Таблица 3.2 Технические характеристики датчика натяжения.

 

Особенности:

· Наличие универсального цифрового и многодиапазонного аналогового интерфейсов.

· Возможность хранения калибровок в энергонезависимой памяти датчика.

· Высокая разрешающая способность

· Широкий диапазон рабочих температур.

· Защита по IP-67.

· Разрешающая способность - 1кг

· Напряжение питания от 11 до 30В

 

КГ3*0.75-60-150 – кабель геофизический.

Для производства ГИС в составе телеметрической системы будет применяться трехжильный геофизический грузонесущий кабель марки КГ3х0.75-60-150, который обладает высокими показателями износа- и термостойкости. Применение данного кабеля обусловлено условиями проведения работ: ГИС будут проводиться в достаточно агрессивной среде, требующей применения особых конструктивных решений.

При выборе геофизического кабеля нужно руководствоваться следующими требованиями:

1. Разрывное усилие

2. Рабочая температура

3. Количество жил

4. Средства работы кабеля

С учётом этих параметров будет использован кабель КГ3х0.75-60-150

 

Характеристики	Значения
Тип кабеля	КГ3х0.75-60-150 О
Материал изоляции	Бронированный
Число жил
Наружный диаметр, мм	10.5
Разрывное усилие, кН
Мах.рабочая температура, град. Цельсия
Сопротивление токопроводящей жилы, Ом\км
Сопротивление изоляции, МОм\км
Вес 1 км кабеля, кг	399.9
Нормальный пробег, км

Таблица 3.3 Технические характеристики каротажного кабеля КГ3х0.75-60-150

 

Скважинный комплексный модульный прибор «Кедр-М-76»

Прибор скважинный комплексный модульный "Кедр-М-76" предназначен для работы в скважинах диаметром от 89 до 400мм с открытым стволом и обсаженных скважинах, заполненных флюидом на водной или нефтяной основе.

Прибор представляет собой сочетание (связку) модуля телеметрии «Кедр-М-ТЛМ-76» и набора модулей, реализующих необходимые геофизические методы. В случае, если в связке присутствуют модули с гибким зондом «Кедр-М-ЭК-76» или «Кедр-М-2БК-76», эти модули применяются в качестве первого (верхнего) модуля связки, модуль «Кедр-М-ТЛМ-76» при этом не применяется. Прибор "Кедр-М-76" рассчитан на работу с трехжильным геофизическим кабелем длиной до 7000 м.

 

Конфигурация

· Термостойкое исполнение — верхнее значение температуры окружающей среды выбирается из ряда: + 150°С, + 180°С, + 200°С, верхнее значение гидростатического давления выбирается из ряда: 100, 120 МПа.

· Обычное исполнение - верхнее значение температуры окружающей среды + 120°С, верхнее значение гидростатического давления выбирается из ряда: 60 МПа, 80 МПа, 100 МПа.

Все модули комплекса рассчитаны на воздействия механических факторов группы МС-2 по ГОСТ 26116-84.

Все модули комплекса рассчитаны на воздействия климатических факторов группы КС4-5 для термостойкого варианта по ГОСТ 26116-84, для не термостойкого варианта КС4-3, по ГОСТ 26116-84.

 

Особенности:

· Каждый модуль комплекса «Кедр-М-76» имеет герметичные входные и выходные разъемы, (благодаря полностью герметичным модулям возрастает надежность комплекса, так как в случае разгерметизации одного модуля остальные модули остаются неповрежденными).

· Все модули, входящие в прибор скважинный комплексный модульный Кедр-М-76, позволяют обновлять внутреннее программное обеспечение непосредственно с помощью геофизической лаборатории семейства «Кедр» без необходимости разборки модулей и применения каких-либо дополнительных аппаратных средств.

· Калибровочные коэффициенты, даты калибровки, номер модуля, точки записи, мнемоники кривых, хранятся в защищенной области энергонезависимой памяти каждого модуля.

· Максимальная автоматизация всех действий в процессе каротажа, позволяющая предельно снизить требования к технической подготовке персонала каротажной партии, существенно уменьшить влияние человеческого фактора на результаты каротажа. Состав и порядок следования модулей в связке и соответственно точки записи методов вычисляются автоматически - патент ГЕОФИЗМАШ RU 2425213 C1.

· Удобный и дружественный к пользователю интерфейс программы рабочего места оператора позволяет оперативно менять форму представления геофизических данных, выбирая наиболее полно и точно соответствующую решаемой задаче, максимально снижает утомляемость оператора в процессе проведения работ.

· Для передачи данных от базового модуля на поверхность применяется высокоскоростная телеметрия (скорость до 320 Кбит/с) - патент ГЕОФИЗМАШ RU 2455697 C2, что позволяет повысить скорость каротажа.

· Все геофизические кривые регистрируются одновременно, что автоматически обеспечивает их взаимную увязку по глубине. Т.е. не требует дополнительных действий по увязке глубины для различных методов, исключает ошибки по увязке глубины. Вся зарегистрированная информация сохраняется в едином файле, также гарантирующем увязку глубины между методами. Для передачи в обрабатывающую программу заказчика используется встроенный в регистрирующую программу конвертер, поддерживающий широкий выбор форматов передачи данных (LAS, LIS &etc), преобразующий формат «в одно действие», не требующий от оператора никаких дополнительных действий по редактированию полученного файла. Файл сразу же пригоден для непосредственного использования в программе обработки, применяемой заказчиком.

 

Состав

· Кедр-М-ТЛ-76

· Кедр-М-ИНКЛ-76

· Кедр-М-ЭК-76

· Кедр-М-СКП-76

· Кедр-М-НГК-76

· Кедр-М-АК-76

 

 

Модуль скважинный «Кедр-М-ТЛМ-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-ТЛ-76», является базовым модулем -обеспечивает привязку глубины путем измерения интегральной экспозиционной дозы естественного радиоактивного излучения горных пород и локации муфтовых

соединений эксплуатационной колонны.

Рисунок 3.4 Модуль скважинный «Кедр-М-ТЛМ-76»

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина, мм
Канал измерения радиоактивности (ГК)
Диапазон измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, мкР/час	0 … 250
Основная относительная погрешность измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения, %, не более	±12
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более
Время установления рабочего режима после включения, мин., не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

Таблица 3.4 Технические характеристики Кедр-М-ТЛМ-76

 

Модуль «Кедр-М-ТЛ-76» имеет две сменные головки, одну для подключения к кабельному наконечнику, в этом случае автоматически включается режим мастер - модуль опрашивает подключенные снизу модули и передает информацию в наземную каротажную станцию (в этом режиме модуль Кедр-М-ТЛМ-76 не нужен). В режиме мастер модуль «Кедр-М-ТЛ-76» обеспечивает помехозащищенный двунаправленный канал связи с наземной геофизической лабораторией семейства "Кедр" по двум жилам каротажного кабеля длиной до 7 км со скоростью до 320Кбит/с. При установке головки межмодульного соединения модуль работает как обычный модуль прибора, в этом варианте включения модуль может располагаться в любом месте связки.

 

Модуль «Кедр-М-ИНКЛ-76»

Модуль «Кедр-М-ИНКЛ-76» предназначен для измерения азимута и зенитного угла скважины, а также углов поворота корпуса прибора относительно магнитного меридиана и апсидальной плоскости скважины.

Применяется для исследования необсаженных скважин с измерением азимута, зенитного угла и угла поворота, а также для исследования обсаженных скважин с измерением только зенитного угла.

Калибровочные коэффициенты, даты калибровки, номер модуля, точки записи, мнемоники кривых, хранятся в энергонезависимой памяти модуля.

Модуль предназначен для решения следующих задач:

 контроль заданного направления оси ствола скважины в пространстве в процессе бурения;

 определение истинных глубин залегания продуктивных пластов.

Рисунок 3.5 Кедр-М-ИНКЛ-76

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина, мм
Каналы зенитного угла
Диапазон измерения,... º	0÷180
Абсолютная погрешность,... º, не более	±0,5
Каналы азимута:
Диапазон измерения, °	0÷360
Абсолютная погрешность,... °
для зенитных углов более 3°, не более	± 1
для зенитных углов менее 3°, не более	±(0,125/sinθ + 0,4)
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

Таблица 3.5 Технические характеристики Кедр-М-ИНКЛ-76

Модуль скважинный «Кедр-М-ЭК-76»

Модуль скважинный "Кедр-М-ЭК-76" предназначен для измерения кажущегося удельного сопротивления горных пород, методами стандартного каротажа (КС), бокового каротажного зондирования (БКЗ), потенциала самопроизвольной поляризации (ПС).

Модуль подключается непосредственно к каротажному кабелю без модуля Кедр-М-ТЛМ-76. Модуль опрашивает подключенные снизу иные модули прибора и передает информацию на каротажную лабораторию семейства "Кедр".

Особенности

ü Автоматическая диагностика косы БКЗ на поверхности, перед спуском в скважину на наличие «утечки» между электродами или электродами и корпусом прибора.

ü Автоматическая регулировка силы тока через токовые электроды, что расширяет динамический диапазон измеряемых параметров.

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина с косой БКЗ, м
Зонды БКЗ: A8,0M1,0N A4,0M0,5N A2,0M0,5N N0,5M2,0A A1,0M0,1N A0,4М0,1N N11,0M0,5A
Диапазон измерения, Ом*м	от 0,2 до 5000
Основная относительная погрешность, %, не более	±[2,5 + 0,004*(ρв/ρ-1)], где ρв — верхнее зна- чение диапазона изме- рений, ρ — измеренное значение УЭС
Зонд ПС:
Диапазон измерения, В	±1,2
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

Таблица 3.6 Технические характеристики Кедр-М-ЭК-76

 

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-СКП-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-СКП-76» предназначен для измерения геометрии ствола скважины с помощью четырех независимых рычагов.

Рисунок 3.6 Кедр-М-СКП-76

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина, м	3,4
Каналы каверномера:
Диапазон измерения радиуса каждым рычагом, мм	от 50 до 300

Таблица 3.7 Технические характеристики Кедр-М-СКП-76

 

Продолжение таблицы 3.7

Абсолютная погрешность, мм, не более	±3
Усилие прижатия рычагов к стенке скважины, Н, не менее
Время раскрытия рычагов, мин., не менее
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность в режиме измерения, Вт, не более
Потребляемая мощность в режиме раскрытия рычагов, Вт, не более
Время установления рабочего режима после включения, мин., не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

 

Особенности

ü Время раскрытия рычагов меньше двух минут.

ü Минимальное усилие прижатия рычагов к стенке скважины 60 Ньютон.

 

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-НГК-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-НГК-76» предназначен для измерения мощности экс-позиционной дозы (МЭД) естественного гамма-излучения и водонасыщенной пористости пород методом нейтронного гамма-каротажа.

Прибор рассчитан на работу с Pu+Be(5*106 н/c) источником быстрых нейтронов ИБН-8-5. Размеры зонда НГК = 600мм.

Рисунок 3.7. Модуль скважинный «Кедр-М-НГК-76»

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина, м
Канал НГК
Диапазон измерения водонасыщенной пористости, %	1 … 40
Основная относительная погрешность измерения водона- сыщенной пористости, %, не более	±[4,2 + 2,3*(40/kп -1)]
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более

Таблица 3.8 Кедр-М-НГК-76

 

 

Продолжение таблицы 3.8

Время установления рабочего режима после включения, мин., не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

МОДУЛЬ СКВАЖИННЫЙ «КЕДР-М-АК-76»

Модуль скважинный «Кедр-М-АК-76» предназначен для измерения параметров

распространения волн по породе и волны по обсадной колонне с целью определения

коэффициента пористости и модулей упругости пород в скважинах с открытым

стволом или оценки качества цементирования обсадной колонны.

Рисунок 3.8. Модуль скважинный «Кедр-М-АК-76»

 

Характеристики	Значения
Диаметр, мм
Длина, м
Диапазоны измерения интервального времени пробега про- дольной и Лэмба волн, мкс/м	120 … 660
Основная относительная погрешность измерения интерваль- ного времени, %, не более	±1
Диапазон измерений интервального времени пробега поперечной волны, мкс/м	170...660
Основная абсолютная погрешность измерения интервального времени поперечной волны, мкс/м, не более	±2
Диапазон измерения амплитуда затухания продольной волны по породе и колонне дБ	0...60
Основная относительная погрешность измерения амплитуда затухания, %, не более	±5
Номинальное напряжение питания, В	250±20
Потребляемая мощность, Вт, не более
Время установления рабочего режима после включения, мин., не более
Средний срок службы прибора до списания, лет, не менее

Таблица 3.9 Технические характеристики Кедр-М-АК-76

 

 

Особенности

1. Модуль имеет переключаемый по команде коэффициент усиления из ряда: 1, 2, 5, 10, 20, 50, 100.

2. Оцифровка акустического сигнала производится непосредственно в модуле

одновременно по всем четырем приемникам. Разрядность примененных АЦП -16 бит. Дискретность оцифровки выбирается из ряда 2, 4, 5 мкс и переключается командой из драйвера прибора. Длительность окна оцифровки переключается командой из драйвера прибора в диапазоне 2...8 мс с шагом 1 мс.

3. Суммарная нестабильность времени регистрации волнового фронта относительно фронта акустического импульса излучателя (джиттер) не превышает 200 нс.

 

3.3.2 Методика измерений (выбор масштабов, силы тока, подготовка аппаратуры и оборудования, спуск, подъем кабеля (бурильных труб))

Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач, и включает в себя: [23]

а) выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

б) тестирование наземных средств и приборов;

в) формирование описания объекта исследований;

г) полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями и после проведения исследований;

д) проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных.

Выбор скважинных приборов или сборки приборов определяется, совместимостью методов ГИС при их одновременной регистрации, конструктивными возможностями соединения различных модулей в одной сборке, наличием зумпфа, обеспечивающего исследования заданного интервала самым верхним модулем в сборке при проведении ГИС, скоростями регистрации данных приборами отдельных методов.

Тестирование цифрового каротажного регистратора, вспомогательного оборудования каротажной лаборатории, скважинных приборов и их сборок проводят с помощью программ-тестов. Оно включает, тестирование системного блока регистратора, тестирование датчиков глубины, магнитных меток и натяжения, настройку и калибровку АЦП, проверку работоспособности отдельных приборов и их сборок.

Калибровку выполняют с использованием образцовых технических средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование.

Порядок работы на скважине

Измерения на скважине проводятся в соответствии с технологической схемой, обеспечиваемой используемым регистратором, при выполнении следующих операций:

- развертывание аппаратуры, ее включение, настройка и проверка работоспособности;

- прогрев аппаратуры в течение 10¸15 минут (эта операция обычно совмещается со спуском в скважину);

- спуск прибора в скважину в интервал с повышенной активностью; скорость спуска не должна превышать 3000 м/час;

- проведение полевой калибровки канала СГК; при работе в связке с аппаратурой нейтронного каротажа следует учитывать возможность активации породы и элементов конструкции скважины нейтронами, а потому полевая калибровка должна в этом случае выполняться вне интервала записи;

- доставка прибора в интервал каротажа;

- проведение каротажа с повторением интервала (не менее 50 м) с наибольшей дифференциацией либо интервала, представляющего наибольший интерес; скорость записи при проведении повторного замера должна соответствовать скорости записи основного замера;

- редактирование записи (при выявлении брака записи исследования выполняются повторно);

- выключение прибора, подъём и извлечение прибора из скважины; подъем прибора вне интервала исследования ведется со скоростью не более 3000 м/час;

- свертывание аппаратуры

При спуске прибора в скважину и проведении каротажа обязательному контролю подлежат стабильность приема данных (количество сбоев по приему данных не должно превышать 1 на 10 метров записи) и параметров питания аппаратуры. При проведении каротажа дополнительно следует визуально контролировать качество стабилизации энергетической шкалы – характерные пики текущего регистрируемого спектра и спектра полевой калибровки не должны расходиться более чем на 4¸6 каналов

Спуск приборов производят под действием привода лебедки каротажного подъемника, массы кабеля и прибора со скоростью не более 3000 м/ч. Спуск сборок ведут со скоростью не более 3000 м/ч.

Регулирование скорости спуска осуществляют тормозом барабана лебедки или программно, если работы выполняют с использованием каротажного подъемника с гидро- или электроприводом. При спуске не допускается резкое торможение барабана лебедки во избежание соскакивания с него витков кабеля. Не рекомендуется проводить спуск при выключенном двигателе подъемника.

Движение приборов на спуске контролируют по натяжению (провисанию) кабеля, датчику натяжения и по изменению на экране монитора значений величин, измеряемых приборами. Допускается выполнять во время спуска операции контроля режимов работы скважинных приборов, проводить контрольные записи против опорных горизонтов и т.п.

При затрудненном спуске скважинных приборов, обусловленном вязкой промывочной жидкостью, наличием в скважине сальников и уступов, допускается увеличение массы приборов за счет закрепляемых снизу специальных грузов. При наличии в скважине уступов целесообразно увеличение длины груза.

В особо сложных случаях, по согласованию с недропользователем, приборы спускают в исследуемый интервал через бурильные трубы со скоростью не более 2000 м/ч при условии, что внутренний диаметр труб должен быть больше внешнего диаметра приборов не менее чем на 10 мм.

За 50 м до забоя скважины скорость спуска приборов необходимо уменьшить до 350 м/ч и задействовать привод лебедки.

Перепуск кабеля в скважину не должен превышать 2 - 5 м. Во избежание прихвата прибора или залипания геофизического кабеля стоянка приборов на забое не должна превышать 5 минут. Иное значение допустимого времени стоянки определяется техническим состоянием ствола скважины и заблаговременно устанавливается соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем.

Длительность технологических остановок приборов для проведения исследований (например, для отбора проб пластовых флюидов или образцов пород) устанавливают соглашением между геофизическим предприятием и недропользователем. Длительная стоянка может предусматривать требование «расхаживания» кабеля в пределах нескольких метров.

 

Калибровка скважинных приборов

К проведению скважинных исследований допускают только каротажные станции и скважинные приборы, прошедшие калибровку в метрологической службе геофизического предприятия, аккредитованной на право проведения калибровочных работ. При отсутствии на предприятии аккредитованной метрологической службы калибровку технических средств должна выполнять метрологическая служба другого юридического лица, аккредитованная на право проведения калибровочных работ с техническими средствами ГИС, например, базовая орга­низация метрологической службы, метрологический центр, НИИ, КБ и т.п.

Калибровку выполняют с использованием образцовых техни­ческих средств, указанных в эксплуатационной документации на приборы и оборудование (раздел «Методика калибровки»), в соответствии с требованиями действующих стандартов на дан­ный тип приборов или оборудования,

Первичную калибровку выполняет изготовитель (по­ставщик) скважинных приборов и/или наземного оборудова­ния. Результаты первичной калибровки являются составной ча­стью эксплуатационной документации поставляемых техничес­ких средств.

Периодическая калибровка приборов в стационарных условиях (на базах геофизических предприятий) должна прово­диться с периодичностью, указанной в эксплуатационной доку­ментации, но не реже одного раза в квартал, при вводе в экс­плуатацию и после каждого ремонта. Результаты периодической калибровки хранятся в банке данных метрологической службы предприятия и переносятся в базу данных каротажной лаборато­рии, предназначенной для проведения исследований этими при­борами. Они используются для придания цифровым показаниям скважинных приборов масштабов в физических единицах и для контроля совместно с результатами полевых калибровок досто­верности измеренных цифровых данных.

Периодические калибровки выполняют с использованием калибровочных установок, указанных в эксплуатационной доку­ментации на приборы и оборудование.

Измерения при калибровках необходимо проводить с исполь­зованием наземного оборудования (геофизический кабель, ре­гистратор и др.), соответствующего по своим характеристикам тому, которое будет применяться при проведении скважинных исследований.

Калибровки скважинных приборов в полевых условиях выполняют перед каждым спуском и после каждого подъёма приборов из скважины, если это предусмотрено эксплуатацион­ной документацией на отдельные приборы. В других случаях при работе с цифровыми приборами используют файлы периодичес­ких калибровок.

 

Калибровка прибора электрического каротажа.

Калибровку аппаратуры выполняют путем измерения действительных значений УЭС, воспроизводимого метрологическим оборудованием (стандартными образцами или имитаторами УЭС). Поверку аппаратуры ЭК выполняют путем сравнения полученной при калибровке оценки характеристики основной погрешности с нормированным пределом допускаемого значения этой характеристики. Нормированный предел основной погрешности прибора, применяемого для измерений выходного сигнала аппаратуры, не должен превышать 0,2 нормированного предела основной погрешности калибруемой аппаратуры. При калибровке аппаратуры ЭК считывание измеренных значений УЭС целесообразно выполнять непосредственно с выхода каротажного регистратора на экране монитора.

Процедура поверки аппаратуры ЭК включают следующие основные операции:

1) внешний осмотр, опробование и подготовку аппаратуры к измерениям;

2) выполнение измерений УЭС, воспроизводимых эталонами;

3) определение оценки основной погрешности в каждой точке контроля;

4) определение годности (негодности) аппаратуры к применению путем сравнения полученной оценки погрешности с ее нормированным пределом;

5) оформление свидетельства о поверке.

 

Калибровка аппаратуры гамма каротажа ГК:

Калибруемый скважинный прибор с детектором устанавливают на фиксированном расстоянии от излучателя с эталонным источником гамма-излучения. Излучатель закрывают экраном с коллимационным окном. По запускающему импульсу от управляющего компьютера устройство вращения разворачивает кассету до тех пор, пока луч от излучателя, проходящий через коллимационное окно крышки, не перекроется сектором кассеты с полным поглощением. В этот момент блок сопряжения выдаст на управляющий компьютер нулевой сигнал, по которому запускается программа калибровки скважинного прибора. То есть по команде управляющего компьютера устройство вращения разворачивает кассету относительно крышки, последовательно меняя секторы с поглотителями. Интенсивность излучения от излучателя через коллимационное окно посредством детектора калибруемого скважинного прибора фиксируется блоком сопряжения, анализатор которого регистрирует число импульсов, проходящих через каждый из секторов при их последовательном перекрытии коллимационного отверстия, и выдает соответствующую информацию на управляющий компьютер.

После полного оборота кассеты экрана (при возвращении к исходному сектору) управляющий компьютер подает сигнал о завершении калибровки и выдает распечатку сертификата калибровки скважинного прибора гамма-каротажа.

В зависимости от условий эксплуатации данной установки разворот кассеты может осуществляться как в автоматическом, так и в ручном режиме по команде оператора.

Калибровка прибора АК.

При калибровке и поверке аппаратуры акустического каротажа в качестве измеряемых параметров приняты следующие: интервальное время распространения ультразвука в диапазоне от 140 до 600 мкс/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности 3%; коэффициент затухания ультразвука в диапазоне от 2 до 30 дБ/м с пределами допускаемой основной относительной погрешности 15%.

Для калибровки аппаратуры акустического каротажа методом прямых измерений применяют стандартные образцы скорости распространения и коэффициента затухания ультразвука. Они выполнены в виде трубных волноводов, конструктивно представляющие собой стальные, стеклопластиковые, асбоцементные и полиэтиленовые трубы длиной 4 или 6 м, заполненные водой.

Все волноводы устанавливаются в шахту или трубный контейнер диаметром (0,60,8) м, рис. 6.

 

 

Рисунок 3.9 Схема и фото комплекта трубных волноводов

для аппаратуры АК

 

Технические характеристики трубных волноводов приведены в таблице 3.10

Номер образца	Материал – носитель свойств	Внутренний  волновода, мм	Интервальное время, мкс/м	Коэффициент. Затухания (на f=20 кГц), дБ/м
№ 1	Сталь	(125±2)	182±1	(2,5 3,0)
№ 2	Асбоцемент	(1352)	330±2	(2,03,0)
№ 3	Стеклопластик	(115±2)	352±2	(6,06,5)
№ 4	Полиэтилен	(145±2)	540±3	(13,015,0)

Таблица 3.10 Значения воспроизводимых интервального времени, коэффициента затухания и доверительных границ погрешности определяются в процессе их метрологической аттестации после монтажа волноводов на объекте.

 

Калибровка

Методика калибровки измерительных каналов аппаратуры АК с использованием эталонных волноводов основана на прямых измерениях калибруемой аппаратурой интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука, воспроизводимых стандартными образцами акустических параметров (волноводами). Зонд аппаратуры АК коаксиально помещают в центральную часть волновода, заполненного водой. Выполняют однократные измерения интервального времени распространения и коэффициент затухания ультразвука.

Оценку абсолютной погрешности  _оi измерений в каждой i -той точке контроля (в каждом волноводе) определяют по формулам:

 

(3.1)

, (3.2)

 

где  t_i и _i – показания аппаратуры (измеренные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука) в i -той точке контроля;  t_эi и _{э i} – эталонные значения интервального времени распространения и коэффициента затухания ультразвука в i -той точке контроля.

 

Калибровка НГК

Контроль аппаратуры НГК можно проводить, наблюдая показания от эталонного источника гамма-излучения. Рекомендуются два способа контрольных измерений.

При первом способе:

1. устанавливают зонд в горизонтальное положение на высоте 1,5 м над землей, при этом вблизи прибора недолжно быть каких-либо предметов; при помощи кронштейна на расстоянии 1 м выше прибора

2. против середины индикатора устанавливают эталонный источник и проводят измерения, при этом погрешность измерения не должна превышать 1%;

3. удаляют источник не менее чем на 15 м и измеряют натуральный фон, погрешность измерения - 3%;

4. разница в скорости счета при обоих измерениях является контрольным показанием.

При втором способе:

1. надевают на кожух зонда специальную насадку, имеющую гнездо для эталонного источника (радиевый источник марки 0-51 с номинальным содержанием радия 0,01 мг);

2. устанавливают в гнездо источник и проводят два измерения - при наличии свинцового экрана (между источником и индикатором) и без него (требования к точности измерения те же, что и в первом способе);

3. разность измерений дает контрольное показание.

Аппаратура работает стабильно при условии, если величина контрольного показания отличается при эталонировании аппаратуры не более чем на 5%. Эталонирование аппаратуры НГК в баке с водой проводится не реже одного раза в месяц, а также при смене индикатора или радиодеталей, которые вызывают изменение характеристики аппаратуры.

 

Калибровка Инклинометров.

В качестве эталонных средств измерений при градуировке, калибровке и поверке инклинометров применяют следующие:

1) Установка УАК-СИ-АЗВ для автоматизированной калибровки скважинных инклинометров;

2) Установки УПИ-1, УКИ-2 и УСИ-2 для ручной калибровки и поверке инклинометров.

Для настройки инклинометров в заводских условиях используются специальные установки, воспроизводящие изменение углов через каждые 5^о с пределами основной абсолютной погрешности менее 1 угловой минуты.

Установка УАК-СИ-АЗВ относится к наиболее совершенным инклинометрическим установкам. Она позволяет выполнять автоматизированную калибровку магнитометрических и гироскопических инклинометров методом прямых измерений углов, воспроизводимых эталонной установкой.

Конструктивно установка выполнена из немагнитных материалов в виде жесткой рамки, вращающейся вокруг вертикальной оси, с зажимным узлом для крепления инклинометра, вращающимся вокруг горизонтальной оси в рамке, рис. 12.

Установка воспроизводит следующие углы:

- азимутальные в диапазоне от 0 до 360^о с пределами основной абсолютной погрешности ±15 угловых минут;

- зенитные в диапазоне от 0 до 180^о с пределами основной абсолютной погрешности ±3 угловых минуты;

- углы вращения прибора вокруг собственной оси в диапазоне от 0 до 360^о с пределами основной абсолютной погрешности ±15 угловых минут.

При проведении градуировки инклинометров должны отсутствовать вибрации, тряска, удары, электрические и магнитные поля, являющиеся источником погрешности выполняемых угловых измерений.

 

 

Калибровка прибора кавернометрии.

При калибровке каверномеров-профилемеров в качестве эталонов используются измерительные кольца, концевые меры в виде «ромба» и «елки», установки с ручным управлением и автоматизированные установки.

Комплект эталонных измерительных колец предназначен для калибровки каверномеров и профилемеров и выполнен в виде набора стальных цилиндров

 

Рисунок 3.10 Фото комплекта 5-ти эталонных колец для градуировки

и калибровки каверномеров-профилемеров

 

К недостаткам измерительных колец относится то, что с их использованием не представляется возможным оценивать вариацию показаний (люфты) каверномеров, так как изменение диаметра при заправке рычагов каверномера в кольцо происходит только со стороны меньших значений. Устройства «Ромб» и «Елка» в виде концевых мер длины также не позволяют оценивать вариацию.

На рис. 10. показан общий вид установки УПК-1 для калибровки и поверки каверномеров и профилемеров.

 

Каверномер   Узел крепления каверномера   Блок эталонных колец   Механизм поъема блока Эталонных колец     Основание установки

Рисунок 3.11 Общий вид установки УПК-1

для калибровки каверномеров

 

Она позволяет оценивать вариацию показаний каверномеров и профилемеров. В ней вращающийся блок эталонных колец, установленных в одной плоскости, имеет возможность рычагам каверномера и профилемера скользить по рабочей поверхности и плавно переходить с одного кольца на другое. При вращении в одну сторону рычаги поочередно переходят на одно и тоже кольцо со стороны меньших значений, а при вращении блока колец в противоположную сторону – со стороны больших значений. При этом разность показаний каверномера (профилемера) принимается за оценку вариации.

Однако такая установка обладает рядом недостатков, связанных с техническими трудностями при выполнении калибровочных работ. По мере раскрытия рычагов каверномера приходится приподнимать блок эталонных колец, чтобы рычаги не «выпрыгнули» из кольца большего диаметра. Поверхность эталонных колец изнашивается в результате трения о твердосплавные напайки на измерительных рычагах. Производительность такой установки весьма низкая.

На рис. 11 показана установка УАК-Кав-700 для автоматизированной калибровки каверномеров и профилемеров.

 

Каверномер   Мачта     Привод подъема каверномера   Блок эталонных колец   Основание

Рисунок 3.12 Фото установки УАК-Кав-700 для автоматизированной

калибровки каверномеров и профилемеров.

 

Блок эталонных колец содержит 4 кольца, с внутренним диаметром 130, 300, 500 и 700 мм. Каждое кольцо в средней части рабочей поверхности имеет проточку глубиной 5 мм, обеспечивающую возможность оценки люфтов каверномеров и профилемеров (до 5 мм) при вертикальном перемещении.

С помощью подъемного устройства каверномер через неподвижный блок на мачте опускается в блок эталонных колец до упора. После раскрытия рычагов он медленно поднимается из блока эталонных колец, скользя рычагами по их рабочей поверхности. При этом выполняется запись выходных сигналов каверномера в файл через каротажный регистратор или другим путём.

После завершения измерений в блоке эталонных колец записанные значения выходного сигнала подаются на вход обрабатывающей программы.

Оценку основной абсолютной погрешности измерений в каждой i -той точке контроля (в каждом кольце) определяют по формулам:

- для каверномера

 

; (3.3)

, (3.4)

 

где и - измеренные значения радиуса (показания) профилемера в i -той точке контроля при изменении радиуса со стороны меньших и больших значений; и - измеренные значения диаметра каверномера в i -той точке контроля при изменении диаметра со стороны меньших и больших значений; и - эталонное значение радиуса и диаметра в i -той точке контроля.

 

Поверка

Каверномер (или профилемер) признается годным к применению, если в каждой точке контроля обе полученные оценки абсолютной погрешности не превышают нормированных значений, указанных в паспорте калибруемого прибора.

Если нормирована вариация показаний, то выполняют подтверждение соответствия поверяемого прибора метрологическим требованиям по вариации показаний, оценка которой не должна превышать нормированного значения, указанного в паспорте каверномера.

 

Калибровка прибора производится перед каждым выездом на скважину и после каждого ремонта. Данные калибровки соответствуют индивидуальному прибору и не могут быть использованы прибором с другим номером. Данные калибровки хранятся в калибровочном файле регистратора и автоматически вызываются при подключении прибора.

Для калибровки прибора установите его в горизонтальном положении. Установите калибровочное устройство на прибор. Записать показания прибора по каждому радиусу в градуировочную таблицу. Рассчитать новые градуировочные коэффициенты и погрешность определения радиусов. Полевая калибровка может производиться по меньшему количеству точек, с расчетом коэффициентов для линейной функции преобразования.

Перед спуском в скважину необходимо убедиться, что прибор прошел необходимую калибровку. Соблюдая правила техники безопасности, опустить модуль в устье скважины. Опускать прибор можно только с закрытыми рычагами.

Подать напряжение питания на прибор и убедиться в его работоспособности. Дать команду о спуске прибора в заданный интервал исследования скважины. Спуск прибора в скважину производить со скоростью не более 4 км/час.

В процессе спуска контролировать установленный режим питания и наличие выходных сигналов