СКАЧАТЬ:  kursovoy-proekt-in1.zip [392,47 Kb] (cкачиваний: 214)

Курсовой проект

по дисциплине: «Промыслово-геофизические методы и приборы»

на тему:  «Задачи, решаемые акустической цементометрией. Приборы, используемые при решении этих задач»

ЗАДАНИЕ

На курсовой проект

по дисциплине______Промыслово-геофизические методы и приборы____________

Студент  _____________________________________________________________

Тема Задачи, решаемые акустической цементометрией. Приборы, используемые при решении этих задач­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­­_____________________________________________________________________________________________________________________                                                                 

Исходные данные __________________________________________________  ____________________________________________________________________________________________________________________________________

Предоставить следующий материал:

1. Теория Акустическая цементометрия, аппаратура цементометрии______________ 

2. Расчетная часть  Калибровка скважинного прибора МАК-2______________

3. Графическая часть Схема скважинной аппаратуры МАК-2 ______________

Рекомендуемая литература

1. Алаева Н.Н. Промыслово-геофизические методы и приборы:____________  

2. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для____ контроля за разработкой нефтяных месторождений.______________________

Дата выдачи задания________________________________________________

Дата защиты_______________________________________________________

Преподаватель  ____________________________________________________

Оценка____________________________________________________________

Содержание

Введение_________________________________________________________4

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ_________________________________________6

Физические основы акустических методов___________________________6

Акустическая цементометрия______________________________________8

Скважинные приборы акустической цементометрии__________________15

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ_ 26

Заключение 29

Список литературы_ 30

Введение 

Контроль качества цементирования обсадных колонн в нефтегазовых скважинах является одним из важнейших видов геофизических исследований, выполняемых промыслово-геофизическими предприятиями страны при строительстве и эксплуатации скважин.

Контроль качества цементирования скважин (КЦС) заключается в исследовании состояния цементного кольца в заколонном пространстве скважины с целью определения степени изоляции продуктивных и водоносных пластов друг от друга и остальной части геологического разреза скважины.

В настоящее время одним из основных геофизических методов контроля КЦС является акустический метод, основанный на возбуждении в скважине импульсов упругих колебаний и регистрации головных волн, распространяющихся вдоль оси скважины по обсадной колонне и горным породам.

Акустический метод контроля КЦС начал развиваться в нашей стране в середине 60-х годов прошлого столетия, а в 70-х годах получил дальнейшее развитие. В 1978 году было разработано и рекомендовано к использованию тремя министерствами страны «Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин», в котором был обобщен опыт внедрения серийновьшускаемых акустических цементомеров типа АКЦ (АКЦ-1, АКЦ-4 и др.), содержащих двухэлементные акустические зонды (с одним излучателем и одним приемником упругих волн).

Двухэлементные акустические цементомеры типа АКЦ не имеют нормированных метрологических характеристик, относятся к классу индикаторных устройств и требуют обязательного наличия в скважине заранее известных интервалов незацементированной колонны для выполнения операций калибровки аппаратуры.

На протяжении многих лет в период внедрения метода акустической цементомерии технология строительства нефтегазовых скважин предусматривала наличие незацементированных интервалов обсадных колонн, поэтому двухэлементные акустические цементомеры успешно применялись.

Однако, в последующие годы в связи с повышением требований по экологической безопасности окружающей среды обсадные колонны нефтегазовых скважин стали цементировать от забоя до устья. Отсутствие незацементированных интервалов обсадной колонны сделало применение двухэлементных акустических цементомеров малоэффективным.

Для повышения эффективности метода акустической цементометрии в условиях отсутствия интервалов незацементированной колонны стали применять многоэлементные акустические приборы с несколькими  излучателями и приемниками упругих волн, позволяющими измерять интервальное время распространения и коэффициент затухания упругих волн  на базе акустического зонда между одноименными акустическими преобразователями. Многоэлементные акустические приборы относятся к классу средств измерений, так как они позволяют перейти к количественной оценке состояния цементирования скважин.

Акустические цементомеры с трехэлементными зондами интегрального типа позволяют определять средние по периметру обсадной колонны характеристики цементного кольца за обсадной колонной, поэтому они используются для общих (массовых) исследований обсадных колонн по всему стволу с целью определения интервалов с бездефектным цементным кольцом и выделения интервалов с дефектами цементирования.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

Физические основы акустических методов

Акустические методы ГИС основаны на изучении упругих свойств горных пород по наблюдениям за процессом последова­тельного распространения в них деформаций, вызываемых уп­ругой волной.

В зависимости от вида деформации в породе возникают различные типы упругих волн. Наиболее информативны при изучении упругих свойств горных пород волны: продольные (Р-волны), поперечные (S-волны), Лэмба (L-волны) и вторичного происхождения.

Важнейшие характеристики упругих волн — скорости рас­пространения (или интервальные времена), их амплитуды и коэффициенты затухания, а также звуковые образы.

Кинематические параметры. Для идеально упругих изотроп­ных горных пород скорости распространения продольных υ_р и поперечных υ_s волн определяют по следующим формулам:

где δ_п - плотность породы; Ε, ν, β – соответственно модуль Юнга, коэффициенты Пуассона и сжимаемости породы.

Скорость волн Лэмба υ_L определяется выражением, вклю­чающим скорость гидроволн υ₀, распространяющихся в скважинной жидкости с плотностью δ₀, и скорость поперечных волн υ_s в окружающей скважину горной породе с плотностью δ_п:

Единицей измерения скоростей рас­пространения упругих волн υ_p, υ_s и  υ_L служит метр в секунду.

Величину, обратную скорости распространения упругой вол­ны в породе, принято называть интервальным временем Δτ, - единица его измерения — секунда или микросекунда на метр.

Динамические параметры. Распространение упругих волн в горных породах сопровождается постепенным уменьшением их энергии вследствие физических процессов поглощения, рассея­ния и геометрического расхождения. Энергию волны характе­ризует амплитуда колебаний А. Уменьшение амплитуды колеба­ний с увеличением расстояния от источника возбуждения до точки наблюдения для случая плоского фронта распространения упругой волны происходит по экспоненциальному закону

A = A₀ exp(-α_пl), где   A₀, А - соответственно амплитуды колеба­ний вблизи источника возбуждения и точки наблюдения; α_п - коэффициент поглощения упругих волн; l - расстояние, прой­денное   волной.

Коэффициент поглощения (затухания) упругих волн α_п является показателем потери энергии волн в горных породах вследствие указанных выше физических процессов. Выражение для α_п имеет следующий вид:

α_п = (1/Δl)ln(A₁/A₂), где A₁ и A₂ - амплитуды волн, регистрируемые приемниками, располо­женными на расстоянии Δl  (базы зонда) друг от друга.

Наиболее распространенная  единица  измерения  коэффици­ента поглощения - децибел на метр.

Звуковые образы. Звуковые образы - это формы отображе­ния полного сигнала, регистрируемого при акустическом мето­де. К ним относятся волновые картины (ВК) - графическая фотозапись (на кинопленку или фотобумагу) полного сигнала совместно с временными марками и фазокорреляционные диа­граммы (ФКД) - разновидность записи полного сигнала в виде фазовых линий.

         При акустических измерениях ВК совместно с ФКД дают наиболее полное представление о кинематике и динамике вол­новых процессов.

Факторы, влияющие на скорость распространения и затуха­ние упругих волн в горных породах. Это литолого-минералогический состав пород, объем и структура порового пространства, тип цемента и степень цементации, характер распределения глинистого материала в породе, характер насыщающего флюида и степень насыщенности пор жидкостью или газом, термобари­ческие условия измерений - эффективное давление, температу­ра и др. При этом преобладающими являются пористость поро­ды, структура порового пространства и минеральный состав при одном и том же заполнителе и одинаковых внешних условиях.

Характеристики акустических сигналов, зарегистрирован­ных в обсаженных скважинах, очень чувствительны к условиям на контактах между цементным камнем, обсадной колонной и горной породой. Поэтому AM широко применяют как для изу­чения разрезов скважин, так и для оценки их технического со­стояния.

Акустическая цементометрия 

Долговечность эксплуатации скважин в основном определяется качеством цементирования обсадных колонн. Качественное крепление колонн нефтяных и газовых скважин является одной из важнейших задач службы бурения. При низком качестве цементирования результаты опробования пластов, выполняемые на этапе разведки нефтегазовых месторождений, могут оказаться неверными, в результате чего продуктивные горизонты могут быть не обнаружены. Нарушение изоляции нефтеносных и водоносных пластов в эксплуатационных скважинах приводит к преждевременному обводнению добываемой продукции и к резкому сокращению производительности скважин. Некачественное цементирование нагнетательных скважин может приводить к прорывам закачиваемых вод, неравномерному заводнению пласта и, следовательно, к снижению конечной нефтеотдачи.

 В настоящее время акустическая цементометрия является основным методом для оценки качества цементирования обсадных колонн.

Геологические условия многих газовых месторождений требуют применения облегченных тампонажных растворов. Для снижения плотности растворов используют наполнители из глинопорошка или газонаполненных стеклянных микросфер. Наполнитель из микросфер (мс) представляет собой легкий сыпучий порошок белого цвета, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы размером в пределах 15-200 мкм, преимущественный диаметр 12-125 мкм. Вырабатывают микросферы из натриево-боросиликатного стекла. Их плотность в зависимости от дисперсности колеблется в пределах от 240 до 360 кг/м³ [Ошибка! Источник ссылки не найден.].

Распространение упругих волн при акустических

измерениях качества цементирования

Импульсные акустические измерения в скважинах основаны на принципе регистрации и изучении характеристик упругих волн, возникающих в породах. Упругие         волны - это         механические возмущения  (деформации),      связанные  с         переносом энергии частицами среды, участвующими в колебательных процессах.

 Распространение упругих     волн  представляет       последовательное возбуждение         колебательного процесса в среде по различным направлениям от источника упругих волн. Характер движения частиц среды связан с теми или иными типами волн (продольными, поперечными, поверхностными и др.), которые могут существовать и распространяться на одном и том же участке среды независимо друг от друга. Наиболее изученными из них являются продольные и поперечные волны.

Свойства среды влияют, как на скорость распространения, так и на затухание энергии акустических волн. При проведении акустического каротажа в обсаженных скважинах было замечено, что при движении скважинного прибора в пределах, казалось бы, однородной обсадной колонны некоторые акустические параметры  (например, амплитуды трубных волн) сильно изменяются по своей величине. Эти изменения вызваны присутствием цементного камня в затрубном пространстве      и характером связи его со стенками колонны.

Если акустический излучатель располагается внутри обсадной колонны и возбуждает в буровом растворе импульс давления, то к приемнику, удалённому на некоторое расстояние от излучателя, приходит несколько типов упругих волн. Наибольшее значение имеет распространяющаяся по трубе волна растяжения, которую обычно называют продольной волной. Скорость распространения продольной волны по зацементированной трубе приблизительно на 10% меньше скорости пробега продольной волны в незацементированной трубе.

Кроме продольной волны, в трубе будут возникать ещё волны –поперечная волна, волна Стоунли (скользящая по границе вода - стенка трубы), волны, связанные с отражениями упругих колебаний от стенок трубы, и цилиндрические винтовые волны. Кроме того, можно ожидать те волны, которые наблюдаются в необсаженной скважине: преломленная продольная, преломленная поперечная, отраженные, винтовые цилиндрические и др., а также гидроволну, идущую непосредственно по буровому раствору (заполняющей трубу жидкости). Однако выделение на записи указанных типов волн представляет большие трудности.

Влияние толщины и диаметра обсадных труб

на затухание трубных волн

Как установлено исследованиями, скорость распространения продольной волны в 127-мм обсадных трубах равна 5250 м/сек, а эффективный коэффициент поглощения равен в среднем 2,5х10^-3см^-1.

В трубах различного диаметра эффективный коэффициент поглощения не сохраняется постоянным - с увеличением диаметра трубы и соответственно её толщины амплитуда продольной волны затухает быстрее. Однако эти изменения невеликии находятся в пределах от 2,5х10^-3см^-1до 3,8х10^-3см^-1 - при изменении внутренних диаметров труб от 127 до 203       мм. Более значительный эффект по затуханию продольных трубных волн даёт цементное кольцо, имеющее жесткий контакт со стенками обсадной трубы. При этом максимальная величина коэффициента поглощения достигает величины   в 15—16    раз    превосходящей эффективный коэффициент поглощения в свободной трубе. Поэтому изменениями коэффициента поглощения в зависимости     от диаметров обсадных труб    и качественных показателей, регистрируемых акустическим цементомером, - можно пренебречь. Это допущение можно сделать и потому, что жёсткое сцепление трубы с цементным камнем приводит к резкому затуханию всех распространяющихся по трубе волн.

Влияние процесса формирования цементного камня

на затухание трубных волн

Переход цементного раствора в твёрдую фазу характеризуется возрастанием его прочностных свойств, в результате чего увеличивается скорость распространения упругих волн                            и коэффициент поглощения. Как показали эксперименты, скорость в цементном кольце (стальная труба отсутствует) толщиной в 30 мм и диаметром 142 мм - изменяется в среднем от 1550 до 3400 м/сек. Соответственно коэффициент поглощения продольных волн в цементной                           оболочке имеет значение 3,5-4,0 см^-1 - для жидкой фазы и уже 28-30 см^-1 - для цементного кольца через 5 суток после затвердения цементного раствора.

Используя методику испытания прочности цементных и железобетонных конструкций, можно рассчитать механические характеристики (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и обнаружить дефекты в цементном камне. Однако в условиях обсаженной скважины скорость затухание упругих волн в цементном кольце измерить не удаётся из-за экранирующего влияния стальной трубы. Поэтому контроль состояния цементного кольца в затрубном пространстве производится косвенным образом - по характеру затухания упругих волн, распространяющихся по обсадной  трубе.

Таким образом, изменение амплитуд трубных волн связано с определённой фазой формирования цементного камня. Два состояния - незагустевший цементный раствор и цементный          камень - по амплитудам выделяются очень четко. Эти пре дельные значения в первом случае характеризуются максимальными амплитудами, равными амплитудам в незацементированной колонне, а во втором случае - минимальными значениями амплитуд всех трубных волн, соизмеримых с аппаратурными шумами,  за исключением отраженных.

Влияние толщины цементного кольца на

затухание трубных волн

Поскольку деформация стенок колонны на ультразвуковых частотах не превышает долей миллиметра, то по мере формирования цементного камня происходит упрочнение контакта или сцепления цементного камня с поверхностью обсадной трубы. Чем больше сила сцепления, тем большее демпфирующее воздействие цементного кольца на обсадную колонну, и тем больше затухание трубных волн. Поэтому толщина цементного кольца, жёстко связанного с колонной, также должна оказывать влияние на поглощение трубных волн: толщина цементного кольца всего в несколько миллиметров приводит к значительному                          поглощению трубных волн. При толщине 10-15 мм влияние цементного кольца на затухание близко к предельному, дальнейшее увеличение толщины цементного кольца мало влияет на поглощение трубных волн.

Таким образом, акустические методы позволяют контролировать наличие цементного камня и характера его сцепления с обсадной колонной даже при небольших толщинах цементного кольца. При интерпретации результатов можно практически не учитывать толщину цементного кольца, если его толщина больше 10-15 мм.

Выбор расстояния между излучателем и приемником

На значительных расстояниях между излучателем и приемником (2,0-2,5 м) на частоте 25 кГц и (0,4-0,5 м) на частоте 125 кГц сигналы соответствуют уровню шумов усилителя и не могут быть выделены. Существенное различие в распространении упругих колебаний в свободной и зацементированной  (при    наличии прочного контакта цементного камня с трубой) трубе позволяет определить само наличие и качество цементного камня в затрубном пространстве, независимо от диаметров обсадных труб и их толщины.

Для обеспечения чёткой дифференциации в показаниях следует взять такое расстояние от излучателя до приёмника в акустическом зонде, чтобы амплитуда продольной и всех  последующих волн по зацементированной колонне была на уровне аппаратурных шумов. Для этого надо взять базу равную 2,5 м.

Необходимо отметить, что чем больше база, тем выше дифференциация в амплитудах колебаний против свободной и зацементированной трубы и, следовательно, можно достигнуть большего различия в показаниях против зацементированного и незацементированного интервала. Это позволяет обеспечить лучшую наглядность диаграмм. С этой точки зрения также целесообразно взять возможно большую базу. Однако зонд       с базой свыше 2,5        м технически очень сложен и поэтому повышать длину его свыше указанного предела нецелесообразно (тем более, что зонд в 2,5 м уже даёт достаточно хорошие результаты).

Опыт акустического каротажа позволяет сделать вывод, что контроль качества цементирования обсадной колонны следует производить не ранее чем      через 1-2 сутки после окончания цементировочных работ.

Влияние дефектов в цементном кольце на

затухание упругих волн

Формирование цементного камня в скважинных условиях представляет собой сложный процесс, зависящий от температурного режима,  давления, агрессивности пластовых вод, обезвоживания цементного раствора за счёт перепада       давления и проницаемости горных пород, техники цементирования, конструкции скважины и других факторов. Совместное влияние этих факторов на тампонажные смеси        мало изучено. Отдельные из них увеличивают проницаемость цементного камня; другие ухудшают прочность и силу сцепления цементного камня  с горными       породами и металлом обсадных труб; третьи приводят к разрушению структуры, каналообразованию и разрывам в цементном камне. Всё в конечном итоге приводит к нарушению герметичности цементного камня.

Вертикальные каналы появляются при выносе            вверх избыточной воды в процессе формирования цементного камня. При густой консистенции цементного раствора каналообразование практически исчезает. Амплитуда трубных волн напротив этих дефектов на 30% меньше их значений в свободной колонне.

Нарушение связи цементного кольца с колонной. В ряде случаев при формировании цементного камня между поверхностью обсадной колонны и цементным кольцом может образоваться небольшой зазор, заполненный буровым раствором или глинистым материалом. И здесь также амплитуда волн на 30% меньше её значения в свободной колонне.

Таким образом, значение амплитуды продольной трубной волны связано не только с наличием или отсутствием цементного камня и его проницаемостью, но и с условиями                            его сцепления (непосредственная связь, отсутствие связи, связь через инородный материал) с металлом обсадной трубы. Отсутствие сцепления цементного кольца с колонной на амплитудной кривой отмечается несколько меньшими значениями, чем в незацементированном интервале колонны.

Разрывы в цементном кольце. Затухание продольных трубных волн в обсаженной скважине тесно связано с разнообразными дефектами и нарушениями целостности цементного камня. В общем случае,       амплитуды         трубных волн отражают чисто качественные показатели, по которым не представляется возможным отличить дефекты цементирования между собой и от различных случаев нарушения связи цементного кольца с поверхностью колонны.

Контакт цементного камня с породой. При отсутствии непосредственного контакта цементного кольца с породой регистрация волн, проходящих по породе, практически исключена. То же самое, независимо от того, связан цементный камень с породой или нет, будет наблюдаться и при отсутствии сцепления цементного камня с колонной. А при наличии связи цементного кольца с породой регистрируются волны с гораздо большими амплитудами. Однако амплитуды этих волн всё же значительно меньше, чем в свободной колонне. Среди регистрируемых волн можно выделить волны, время пробега которых примерно соответствуют времени пробега продольной и низкоскоростной волн по внутренней трубе. Часто невозможно отличить волны, проходящие по внешней трубе, от волн по породе.

Поэтому для определения связи цементного камня со стенками скважины необходимо регистрировать амплитудную и скоростную характеристику упругих волн от внутренней стенки скважины, которая несёт информацию об акустических свойствах породы и может служить критерием состояния цементного камня в затрубном пространстве и качеством его связи с колонной и стенками скважины.

Интерпретация диаграмм акустического цементомера совместно с данными акустического и электрического каротажа

Для более полной интерпретации диаграмм акустического цементомера, в частности для установления сцепления цементного кольца с породой, необходимо иметь диаграмму акустического каротажа. В этом случае используются результаты сопоставления времени пробега, полученного по данным акустического каротажа в необсаженной скважине, и времени пробега, зарегистрированное в обсаженной скважине.

При хорошем сцеплении цементного камня с колонной и породой наиболее чётко выделяется преломлённая волна, идущая по породе, и поэтому регистрируемое время пробега по трубе обычно соответствует времени пробега по породе. При плохой связи цементного кольца с породой продольная волна, идущая по породе, сильно ослаблена и регистрируются волны, идущие по колонне, цементному кольцу, буровому раствору. Поэтому зарегистрированное на диаграмме акустического цементомера время пробега отличается от времени пробега по породе. На основании этого совпадение времени пробега на диаграммах, записанных до обсадки скважины и при контроле цементирования колонны, служит одним из признаков хорошего сцепления цементного кольца, как с колонной, так и с породой (см. рис. 1). Наоборот, расхождение этих кривых свидетельствует о плохой связи цементного кольца с породой, а при наличии соответствующих признаков - и с колонной. Хорошее сцепление цементного камня с колонной и отсутствие связи его с породой часто вызывает увеличение времени пробега до величины, равной времени пробега волны по буровому раствору.

Акустический цементомер может быть применён для определения высоты подъёма цементного раствора, установления интервалов с цементным камнем в затрубном пространстве, оценки качества цементирования и исследования процесса формирования цементного камня.

Рис. 1. Обобщённая схема интерпретации диаграмм акустического цементомера совместно с данными акустического и электрического каротажа:

I и II – кривые электрического и акустического каротажа; III – кривые аку-

стического цементомера; IV – муфты; V – результаты интерпретации

1 – хорошее сцепление с колонной и породой; 2 – хорошее сцепление с ко-

лонной и плохое – с породой; 3 – хорошее сцепление с колонной и неиз-

вестное – с породой; 4 – отсутствие цементного камня или нет сцепления

камня с колонной; 5 – плохое сцепление цементного камня с колонной

Скважинные приборы акустической цементометрии

Решение усложнившихся задач осуществляется в настоящее время двумя группами приборов, чётко различающихся между собой. Традиционные задачи цементометрии - определение высоты подъема цемента за колонной, степени заполнения затрубного пространства цементом и качества его сцепления с колонной и горными породами - решаются приборами АК-цементометрии (АКЦ), обладающими относительно невысокими частотами излучения (20-30 кГц) со средними для АК длинами (0,7-1,5 м) измерительных зондов ( Таблица 1 ). Для этой цели часто применяют также приборы АК, предназначенные для исследований открытых скважин. Обычно ими исследуют качество цементирования промежуточных (технических) обсадных колонн во время каротажа глубже залегающих открытых интервалов. Вторую группу приборов составляют высокочастотные (250-1000 кГц) АК-сканеры. Их основное назначение заключается в обнаружении небольших дефектов, нарушающих целостность колонны и/или герметичность затрубного пространства: порывов, трещин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в цементном камне, интервалов залегания газонасыщенного (вспученного) цемента.

 Таблица 1.

Современные приборы АК-цементометрии обладают короткими компенсированными измерительными зондами. Расстояния между ближайшими излучателем и приёмником в приборах разных фирм изменяются от 0,7 до 1,2 м; базы зондов (расстояние между приёмниками) - в пределах 0,305-0,61 м. Зарубежные и некоторые отечественные приборы содержат также третий приёмник. Его назначение заключается в регистрации ФКД на стандартной в зарубежной практике базе в 5 футов (примерно 1,5 м).

С помощью этого приёмника регистрируют также положение муфт при любом качестве цементирования, воспринимая упругие колебания ближнего излучателя, расположенного на расстоянии 0,2-0,3 м от приёмника. Основная рабочая частота излучателей приборов АК-цементометрии равна 20 кГц, что благоприятно для регистрации параметров волны Лэмба, распространяющейся в колонне. Собственно, по затуханию этой волны определяется (количественно!) степень сцепления цемента с колонной. Сцепление цементного камня с горными породами фиксируется на качественном уровне по факту появления на ФКД упругих волн, распространяющихся в породах. Методические возможности и эксплуатационные характеристики приборов с компенсированными зондами близки между собой; диаметр приборов - 70-83 мм, длина - 5,4-8,5 м с центраторами. Термобарические характеристики - стандартные для зарубежных (177 °С, 138 МПа) и отечественных приборов (120°С, 80 МПа).

Конструкции сканеров АК-цементометрии более разнообразны. Их можно разделить, по крайней мере, на три обособленных группы:

 1) сканеры с одним совмещённым преобразователем "излучатель-приёмник", вращающимся вокруг оси прибора; 2) сканеры с восемью преобразователями "излучатель-приёмник", установленными в корпусе прибора неподвижно, по винтовой линии, через 45° в проекции на азимутальную плоскость; 3) приборы с шестью парами преобразователей "излучатель-приёмник", установленными на близком расстоянии (микрозонды АК) на 6 выносных башмаках. Излучатели и приёмники соседних башмаков заменены местами. Башмаки (через один) размещены в двух горизонтальных плоскостях таким образом, что верхний излучатель первого башмака (И1), верхний приёмник второго (П1), нижний приёмник третьего (П2) и нижний излучатель четвёртого башмака (И2) образуют короткий компенсированный измерительный зонд И1П1П2И2 и т.д. Всего таких зондов 6; они расположены под углом к оси прибора и скважины, охватывая сегмент раскрытостью 60°. Все сканеры АК-цементометрии оснащены дополнительным преобразователем "излучатель-приёмник" для определения скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину.

Первичные данные сканеров АК-цементометрии включают время распространения и амплитуды упругой волны, отражённой от внутренней и внешней стенок обсадной колонны и стенки скважины, время реверберации колонны, резонансную частоту колебаний колонны, интервальное время распространения упругой волны в скважинной жидкости. Эту информацию получают почти непрерывно приборами с вращающимся преобразователем "излучатель-приёмник" (от 6-10 оборотов в минуту, до 18-32 опросов за один оборот) или в сегментах с раскрытием 45° либо 60° другими приборами.

Модуль АК-М

1. Назначение

Скважинный прибор (модуль) акустического каротажа АК-М (в дальнейшем – модуль) предназначен для проведения исследований нефтяных и газовых скважин диаметром от 110 до 300мм, заполненных водной промывочной жидкостью. Обеспечивает решение широкого круга геофизических задач методом акустического каротажа, позволяет определить параметры упругих волн всех типов (продольных, поперечных и волн Лэмба - Стоунли ) и выполнить контроль цементирования скважин.

2. Данные по аппаратуре

Модуль позволяет проведение исследований в скважинах при температуре до120 °С и с гидростатическим давлением до 80 Мпа в комплексе с прогаммно-управляемой каротажной станцией МЕГА и трехжильным каротажным кабелем типа КГ-3-60-180 длиной до 6000 м.

Напряжение питания модуля – (40±2)В по первой жиле кабеля. Сила электрического тока потребляемая модулем в режиме излучения (160±20) мА, в режиме ожидания - (60±20) мА.

Излучатель акустического зонда модуля имеет два режима излучения – НЧ (низкая частота) и ВЧ (высокая частота). Средняя видимая частота излучаемых упругих колебаний, создаваемых излучателем, измеренная в металлической трубе по первым трём полупериодам волнового пакета, - (12±3) кГц при работе в режиме НЧ и (22±5) кГц при работе в режиме ВЧ. Модуль обеспечивает: 4-х ступенчатую регулировку уровня сигнала, измерение интервального времени ΔT в диапазоне от 120 до 660 мкс/м и кажущегося коэффициента затухания  в диапазоне от 0 до 30 дб/м. Работа модуля основана на возбуждении упругих колебаний и их приеме после прохождения ими исследуемой среды с целью определения кинематических и динамических параметров этих колебаний связанных с характеристиками среды пересеченных скважиной. Возбуждение упругих колебаний осуществляется с помощью расположенного в модуле магнитострикционного двухчастотного излучателя. Прием упругих колебаний осуществляется с помощью двух поочередно работающих пьезокерамических звукоприемников, разнесенных по длине модуля на величину базы акустического зонда. Поступившие на звукоприемник упругие колебания преобразуются в колебания электрического тока – информационный сигнал (волновой пакет), который усиливается и вместе со служебными сигналами (синхроимпульсы и т.д.) передается по геофизическому трехжильному кабелю на регистратор.

Обмен информацией между скважинным прибором и каротажной станцией осуществляется по протоколу «Манчестер». Пакеты управляющих импульсов, соответствующих этому протоколу, формируются в ADSP 350h станции МЕГА и через БУСП поступают на 2-ю и 3-ю жилы кабеля и далее, в скважинный прибор. Ответные посылки от скважинного прибора, в соответствии с протоколом "Манчестер", следуют в паузах между посылками запросов по тем же жилам кабеля.

Габаритные размеры  5700 мм

диаметр 90 мм

длина с гибкой вставкой 7000

Масса, кг 107

АКЦ-М

1. Назначение

Аппаратура акустического контроля качества цементирования АКЦ-М предназначена для контроля качества цементирования обсаженных скважин.

2. Данные по аппаратуре

 Аппаратура обеспечивает исследование скважин с обсадными колоннами диаметром от 130 до 350 мм с температурой до 120 °С, с гидростатическим давлением до 80 МПа. Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-60-180 длиной до 6500м.

Прибор содержит магнитострикционный излучатель (И) и пьезокерамический приемник (П).

Прибор в комплексе со станцией обеспечивает регистрацию следующих параметров акустического сигнала, характеризующих качество цементирования скважин:

- времени распространения сигнала по породе        - Тп (шифр TP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по породе - Ап (шифр AP);

- амплитуды сигнала, распространяющегося по колонне - Ак (шифр AK).

         Диапазон регистрации параметра Тп от 350 до 1600 мкс, динамический диапазон регистрации параметров Ап и Ак - 36 дБ.

         Диаметр прибора без центраторов        - не более 73 мм ;

         Длина прибора                               - не более 4000 мм ;

         Масса прибора                               - не более 90 кг.

СПАК-6

1. Назначение.

Аппаратура акустического каротажа СПАК-6 предназначена для измерения и регистрации кинематических и динамических характеристик упругих волн в нефтяных и газовых скважинах.

2. Данные по аппаратуре.

Аппаратура обеспечивает исследование скважин диаметром от 140 до 400 мм с температурой до 115 °С, с гидростатическим давлением до 100 МПа, в водной промывочной жидкости.

Аппаратура эксплуатируется с трехжильным геофизическим кабелем типа КГ3-60-180 длиной до 5500м.

Частота излучаемых колебаний - 25 кГц.

         Передача информационного сигнала на наземный измерительный пульт осуществляется по первой и второй жилам кабеля. Передача напряжения частоты 400 Гц для питания скважинного прибора осуществляется по средней точке цепи, образованной первой и второй жилами кабеля, согласующим трансформатором скважинного прибора и броней кабеля. По третьей жиле и броне кабеля осуществляется передача в скважинный прибор пусковых импульсов и постоянного напряжения для управления переключателем усиления, а также передача синхроимпульсов на скважинный прибор.

         Диапазон измерений интервального времени DТ от 140 до 600 мкс/м. Диапазон измерений декремента затухания a не менее 30 дБ/м.

         Сопротивление первой и сопротивление второй жилы кабеля по отношению к  оплетке кабеля должны быть равны между собой и примерно соответствовать сопротивлению одной жилы на данной длине кабеля. Сопротивление первой жилы кабеля по отношению ко второй жиле должно быть равно сопротивлению двух жил кабеля. Сопротивление третьей жилы кабеля по отношению к корпусу должно быть порядка 3,5 кОм.

         Габаритные размеры:

- длина - не более 3527 мм;

- диаметр без центраторов - не более 90,3 мм

- диаметр с центраторами в свободном состоянии - не более 500 мм;

- диаметр с центраторами при предельной деформации полозьев - не более 126 мм.

         Масса без центраторов - 75 кг.

Прибор скважинный СП МАК-2

1. Назначение СП МАК-2

Прибор скважинный аппаратуры акустического каротажа СП МАК-2 предназначен для исследования разрезов необсаженных и контроля качества цементирования обсаженных нефтегазовых скважин.

СП МАК-2 обеспечивает измерения в обсаженных скважинах с внутренним диаметром колонн от 100 до 155 мм с углом наклона до 45° и с Внутренним диаметром от 155 до 320 мм с углом наклона до 30°, а также ис­следования разрезов необсаженных скважин диаметром от 120 до 220 мм с углом наклона до 30° и диаметром от 220 до 320 мм с углом наклона до 15°, заполненных негазированной жидкостью.

СП МАК-2 работает с каротажными станциями, снабженными трехжильным бронированным кабелем длиной до 5000 м и персональным компьютером и регистратором, позволяющим принимать выходные парамет­ры СП МАК-2 и передавать их для дальнейшей обработки. В дальнейшем работы описываются с регистратором «ВУЛКАН» ГИК 1.06.00.00 РЭ.

СП МАК-2 выпускается в двух исполнениях:

1)  Исполнение 1 - предназначено для работы при температуре окру­жающей среды до 150 °С и гидростатическом давлении до 120 МПа;

2)  Исполнение 2 - предназначено для работы при температуре окру­жающей среды до 120 °С и гидростатическом давлении до 80 МПа

2. Технические характеристики

Основные параметры и размеры

Диапазон измерений интервального времени распространения упругих волн от 120 до 600 мкс/м.

Диапазон измерений коэффициента затухания упругих волн от 1 до 30 дБ/м.

Акустический зонд содержит один излучатель и два приемни­ка, размещенные в соответствии со структурной формулой И 1,0 П1 0,5 П2.

Питание СП МАК-2 осуществляется от блока управления МАК-2.

Мощность потребляемая СП МАК-2 не более 15 ВА.

Габаритные размеры СП МАК-2, не более:

-  длина.........................................................4000 мм;

- диаметр (без центраторов)...............................73 мм (100 мм).

Масса, не более....................................95 кг.

Характеристики 

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений интервального времени распространения упругих волн ±3 %.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности из­мерения коэффициента затухания упругих волн ±1,5 дБ/м в диапазоне от 3,0 до 15 дБ/м и не более ±3 дБ/м в диапазоне от 15 до 30 дБ/м.

Уровень электронных шумов и волны-помехи по звукоизолятору на сигнальном выходе блока управления МАК-2 во временном ин­тервале от 200 до 700 мкс для ближнего приемника и от 250 до 1000 мкс для дальнего приемника должен быть меньше амплитуды второго полупериода акустического сигнала (в свободной стальной трубе с внутренним диаметром не более 130 мм) не менее чем на 50 дБ.

СП МАК-2 содержит акустический зонд с излучателем, рабо­тающим на частоте не более 22 кГц.

Средняя наработка на отказ СП МАК-2 не менее 100 ч.

Время установления рабочего режима СП МАК-2 не менее 15 мин.

Время непрерывной работы СП МАК-2 не менее 8 ч.

Полный средний срок службы СП МАК-2 не менее 6 лет.

3. Устройство и работа

СП МАК-2 осуществляет свои функции при подключении к блоку управления МАК-2 и наземной компьютеризованной каротажной станции (персональный компьютер, которой должен иметь порт USB для ра­нты с регистратором «ВУЛКАН»). Работа СП МАК-2 с каротажным регист­ратором «ВУЛКАН» осуществляется согласно его руководства по эксплуатации ГИК106.00.00 РЭ.

Если в каротажной станции используется другой регистратор, то работы с ним необходимо выполнять согласно его руководству по эксплуатации.

СП МАК-2 предназначен для периодического возбуждения в скважине импульсов упругих колебаний, приема упругих волн, распространяющихся вдоль оси скважины, преобразования упругих волн в электрические сигналы, усиления этих сигналов и передачи через каротажный кабель и блок управления МАК-2 на компьютеризованную каротажную станцию, i к- происходит аналого-цифровое преобразование и регистрация полученной информации на жесткий диск бортового компьютера.

Общий вид и структурная схема СП МАК-2 приведены в графической части (схема 1 и схема 2 соответственно).

СП МАК-2 содержит следующие основные узлы:

- головку прибора- 2;

- блок электронный генераторный БЭГ - 3;

- зонд акустический - 6;

- блок электронный приемный БЭП - 8;

- центраторы-5;

- пружина - 9. 

На схеме 1 (общий вид СП МАК-2) приведена таблица точек записи параметров упругой волны,

где Т1 - время регистрации второго вступления упругой волны для П1 (ближнего приемника);

        dl_к - декремент затухания второго вступления для П1;

        Т2 - время регистрации второго вступления упругой волны для П2 (дальнего приемника);

        d2_к - декремент затухания второго вступления для П2;

        ΔТ - интервальное время регистрации упругой волны;

        α_к - коэффициент затухания упругой волны.

Головка служит для осуществления электрического соединения электронных блоков скважинного прибора с каротажным кабелем КГПп 3-60-130П   ТУ16.К09-108-99.

Блок электронный генераторный БЭГ служит для формирования импульсов возбуждения акустического излучателя и формирования напряжения для БЭП.

Конструктивно БЭГ размещен на шасси, с одной стороны которого установлен «скользящий» штыревой разъем, предназначенный для электрической связи с разъемом блока верхнего центратора. С другой стороны шасси установлена розетка, предназначенная для подсоединения к вилке блока излучителя.

БЭГ содержит трансформаторы Tl, T2, ТЗ, блок функциональный БФ, блок силового напряжения БСН-60, блок выпрямителей БВ, блокинг-генератор БГ, накопительные конденсаторы C1, C2 и генератор импульсов Возбуждения ГИВ (схема 2).

         Трансформатор Т1 предназначен для передачи переменного напряже­ния питания в скважинный прибор и передачи синхроимпульсов и информа­ционных сигналов в наземный блок управления. Трансформатор Т2 и ТЗ вы­рабатывают переменное напряжение, необходимое для питания блока силового напряжения 60В, блока выпрямителей и блока стабилизаторов напря­жений 6,0 В и минус 6,0 В.

БФ предназначен для формирования синхронной работы схемы СП МАК-2.

БСН-60 предназначен для формирования нестабилизированного на­пряжения 60 В, необходимого для питания БГ и оконечного каскада схемы формирования синхроимпульсов в блоке синхронизации и управления БСУ.

БВ предназначен для формирования нестабилизированных напряжений постоянного тока плюс 55 В и минус 55 В, необходимых для питания блока стабилизатора напряжения БСН-40.

БГ предназначен для выработки высокого напряжения, необходимого для заряда накопительных конденсаторов C1, C2.

ГИВ предназначен для возбуждения излучателя скважинного прибора мощными импульсами тока.

Зонд акустический служит для формирования с помощью излучателя И акустических импульсов и приема приемниками П1 и П2 акустических волн, распространяющихся в околоскважинном пространстве и преобразования этих волн в электрические сигналы.

Блок электронный приемный БЭП служит для усиления сигналов и пе­редачи их по кабелю в наземный регистратор. БЭП осуществляет синхрони­зацию работы излучателем БЭГ, регулировку усиления канала передачи сиг­налов с приемников, формирования синхроимпульсов для наземного регист­ратора.

БЭП содержит блок стабилизаторов напряжения БСН-40, блок стабили­заторов напряжения БСН-7,5 и блок синхронизации и управления БСУ (схема 2).

             БСН-40 предназначен для формирования стабилизированных напряже­ний постоянного тока плюс 40 В и минус 40 В, необходимых для питания оконечных каскадов блока усилителя БУС.

БСН-7,5 предназначен для формирования стабилизированных напря­жений постоянного тока плюс 6,0 В и минус 6,0 В, необходимых для питания блока синхронизации и управления БСУ и блока усилителя БУС.

БСУ предназначен для формирования следующих импульсов синхро­низации и управления:

1) импульсов запуска генератора импульсов возбуждения (ИЗТ);

2) суммы импульсов синхронизации первого, второго канала измерений и реперного синхроимпульса (СИ);

3) импульсов, управляющих работой БГ (УИ);

4) импульсов и сигналов постоянного тока, управляющих работой бло­ка усилителя (АО, Al, A2).

БУС предназначен для поочередного усиления сигналов ближнего и дальнего приемников скважинного прибора до уровня, достаточного для пе­редачи в наземный блок управления.

Питание предварительных каскадов БУС осуществляется стабилизированным напряжением плюс 6,0 В и минус 6,0 В, а оконечных каскадов - ста­билизированными напряжениями плюс 40 В и минус 40 В.

3.1 Конструкция   СП МАК-2

Общий вид конструкции СП МАК-2 приведен на схеме 1. При упаковке в транспортную тару СП МАК-2 разбирается в местах В и Г и соединяется в два блока с помощью заглушек. Один блок содержит оба электронных блока с охранными кожухами, головкой, наконечником, заглушкой и колпаком, соединенных с помощью дополнительной заглушки. Рессоры центраторов укладываются в ЗИП. Второй блок представляет собой зонд акустический, на концах которого установлены защитные заглушки из комплекта ЗИП.

         Акустический зонд СП МАК-2 содержит акустический излу­чатель и два акустических приемника, размещенные по оси прибора с соответствующими звукоизоляторами. Звукоизоляторы между излучателем и приемниками состоят из наружного несущего изолятора - из стальной трубы с поперечными пазами, расположенными в шахматном порядке, и внутренне­го узла - состоящего из втулок малого диаметра, вставляемых одна в другую и обрезанных снаружи, образующих внутренний канал для соединительных проводов. Герметизация втулок осуществляется с помощью уплотнительных резиновых колец. Для улучшения акустической изоляции служат размещен­ные по торцам втулок паранитовые шайбы.

Блок акустического излучателя содержит два витых цилиндрических сердечника из пермендюра, на которые намотаны обмотки излучателя зонда.

Блок приемников содержит два цилиндрических кольца пьезокерамики, соединенные параллельно.

Активные элементы приемника и излучателя размещены в камерах, об­разованных с наружной стороны тонким кожухом из высокопрочной стали, с внутренней - резиновым чехлом с контактами. Камеры заполнены селиконовой жидкостью. Соединительные провода от излучателя и приемников вы­ведены во внутренний канал и вместе с расположенным здесь жгутом под­ключаются к электронным блокам.

На концах зондов размещены мосты с гермовводами, предохраняющими электронные блоки от попадания скважинной жидкости в случае наруше­ния герметизации в акустическом зонде. Соединительные провода от гермовводов распаиваются на стандартные разъемы. Через эти разъемы произво­дится электрическое подключение к блокам электроники. На верхнем конце зонда размещен разъем со штырями, а на нижнем - с гнездами.

Конструкция генераторного и приемного блоков аналогичны и различаются количеством печатных плат и разъемами, размещенными на концах блоков. Соединение блоков с акустическим зондом осуществляется разъемами, жестко закрепленными на концевых деталях блоков. Соединение генераторного блока с головкой осуществляется через подпружиненный разъем. В кожухе БЭП размещена упорная пружина.

         Печатные платы с деталями размещены на профилях образующих же­сткую конструкцию. Платы размещены элементами навстречу друг другу. На профилях закреплены два жгута соединительных проводов. Для обеспечения жесткой конструкции между печатными платами установлены перегородки.

             На кожухах электронных блоков размещены рессорные центраторы. Коррекция раскрытия пружинных рессор обеспечивается разрезны­ми металлическими кольцами разной ширины.

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Проведение калибровки СП МАК-2 

1.  Внешний осмотр 

1.1 При проведении внешнего осмотра должно быть установлено со­ответствие комплекту поставке, внешнего вида, маркировки калибруемой аппаратуры согласно руководству эксплуатации или паспорту.

1.2 При установлении несоответствия требованиям п. 6.1.1 аппарату­ра дальнейшей калибровке не подлежит.

2.  Опробование 

2.1  Включить калибруемую аппаратуру согласно приложению А.

2.2 Установить переключатель «СИНХР.» в положение «1+2». «ПИТ.СП» в положение «3». Включить питание тумблером «СЕТЬ» блока управления МАК-2. Проверить на слух работу излучателя скважинного при­бора. Работу приемных трактов проверить путем постукивания легким пред­метом по приемникам. В этот момент на экране осциллографа должны появ­ляться сигналы упругих колебаний.

3. Для определения основной относительной погрешности аппарату­ры при преобразовании интервального времени распространения упругих волн в разность временных задержек электрических импульсов и основной абсолютной погрешности аппаратуры при преобразовании коэффициента затухания упругих волн в отношение амплитуд электрических импульсов со­брать схему в соответствии с приложением А.

Все работы на поверочных установках производить в соответствии с РЭ на установки. Скважинный прибор аппаратуры установить в образцовую трубу акустического блока установки УПАК-2, зафиксировать на образцовой трубе герметичную крышу, с помощью насоса создать внутри образцовой трубы избыточное давление жидкости 10 МПа. Контрольный преобразова­тель установки вывести за пределы измерительного зонда скважинного при­бора.

Примечание - Нижний преобразователь скважинного прибора должен размешаться на расстоянии около 4,2 м от верхнего торца образцовой трубы установки. Для УПАК-1 и УПАК-2 аналогично.

Включить питание блока управления аппаратуры. Переключатель «ПИТ.СП» блока управления установить в положение «3». Переключатель «УСИЛ.СП» в положение «1», переключатель СИНХР. в положение «1». тумблер «СЕТЬ» установить в положение «ВКЛ» (приложение А).

С помощью курсоров осциллографа произвести измерение времени от начала синхронизации до перехода через «0» Т1  и амплитуду второй полуволны А1.

Переключатель «СИНХР.» блока управления установить в положение «2», тумблер «S1» в положение «1». На экране осциллографа должна наблюдаться волновая картина от дальнего зонда скважинного прибора.

С помощью курсоров осциллографа произвести измерение времени от начала синхронизации до перехода через «О» Т2 и амплитуду второй полуволны А2.

Рассчитать значение интервального времени распространения упругих волн, соответствующее разности временных задержек электрических им­пульсов, воспроизводимых аппаратурой по формуле:

 (1) 

где   S=0,5 м - база зонда скважинного прибора.

Определить основную относительную погрешность аппаратуры при преобразовании интервального времени распространения упругих волн в разность временных задержек электрических импульсов по формуле:

 (2)

где ΔT₀ - значение интервального времени распространения упругих волн к образцовой трубе установки УПАК-2, записанное в свидетельстве о её калибровке.

Найденное значение δΔT должно быть не больше ±3%.

Рассчитать значение коэффициента затухания упругих волн, соответствующее отношению амплитуд электрических импульсов, воспроизводимых аппаратурой, по формуле:

 (3)

Определить абсолютную погрешность аппаратуры при преобразовании коэффициента затухания упругих волн в отношении амплитуд электрических импульсов по формуле:

 (4)

где α₀ - значение коэффициента затухания упругих волн в образцовой трубе установки УПАК-2, записанное в свидетельстве о её калибровке.

Найденное значение Да должно быть не больше ±1,4 дБ/м.

Сбросить избыточное гидростатическое давление в образцовой трубе установки УПАК-2, извлечь скважинный прибор из акустического блока УПАК-2. установить скважинный прибор в образцовую трубу акустического блока установки УПАК-1 и выдержать прибор в рабочей жидкости не менее 30 минут во включенном состоянии.

Затем повторить вышеописанные измерения по п.3 в образцовой тру­бе установки УПАК-1.

Рассчитать по формулам (2) и (4) относительную погрешность δΔТ аппаратуры при преобразовании интервального времени распространения упругих волн и абсолютную погрешность Да аппаратуры при преобразова­нии коэффициента затухания упругих волн, используя для расчета значения ΔТ₀ и α₀, взятые из свидетельства о калибровке установки УПАК-1.

             Значения δΔТ и Δα, найденные при проверке аппаратуры в установке УПАК-1 должны быть не больше соответственно ±3% и ±2,8 дБ/м.

             4. Оформление результатов калибровки

4.1 По результатам калибровки составляется протокол, форма которого приведена в приложении Д в протокол внести максимальные погрешности аппаратуры в указанных диапазонах измерений.

4.2 При положительных результатах калибровки в паспорте производится запись о готовности аппаратуры к применению с указанием даты ка­либровки и ставится подпись лица, выполнившего калибровку.

4.3 При отрицательных результатах калибровки аппаратура не допускается к выпуску из производства и ремонта, а находящаяся в эксплуатации изымается из обращения, и составляется извещение о непригодности аппара­туры.

          4.4 При эксплуатации аппаратуры в особо сложных геолого-технических условиях скважин калибровку допускается проводить ранее ус­тановленного срока, если аппаратура по каким-то причинам не отвечает точ­ности регистрации тех или иных параметров. Целью калибровки при этом является установление причин, приводящих к снижению точности и установ­лению потери работоспособности тех или иных блоков и узлов, входящих в состав аппаратуры.