Что такое озц в бурении

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья сква­жины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цемент­ного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и основа­ние скважины.

После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на за­данную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора.

Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке.

Длительность времени твердения цементного раствора (ОЗЦ) в прак­тике бурения нефтяных и газовых скважин принята 24 ч для эксплуатаци­онных колонн, 16 ч — для промежуточных колонн и 12 ч — для кондук­торов.

В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной тем­пературой на забое давление внутри колонны может подняться выше до­пускаемого. В этом случае его снижают. В зависимости от качества исполь­зуемого цемента, величины водоцементного отношения, глубины скважины и ее геологических особенностей (например, высокой забойной температу­ры) время, отводимое на твердение цементного камня, может изменяться; однако, независимо от условий, ОЗЦ не должно превышать 24 ч.

По истечении срока твердения цементного раствора снимают цемен­тировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну.

АКЦ необходимо производить сразу же после окончания цементиро­вания (конца схватывания цементного раствора).

По окончании электротермометрических работ для определения высо­ты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг ко­лонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Цель обвязки устья скважины — укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходя­щими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По первой схеме предусматривается обвязка устья скважины одноко­лонной конструкции для колонн диаметром 114, 141 и 168 мм, рассчитан­ных на рабочее давление 7,5 и 12,5 МПа. Оборудование состоит из фланца диаметром 203 мм (8″), навинчиваемого на резьбу эксплуатационной ко­лонны. Наружные диаметры фланцев унифицированы, размеры их соот­ветствуют размерам фланцев крестовины фонтанной арматуры.

По второй схеме — для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчи­танных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колон­ной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической проклад­ки, шпилек и гаек.

По третьей схеме — для трехколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб: 462x273x168 мм; 426x299x168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5, 20,0 и 30,0 МПа. Оборудование состоит из ко­лонной головки и деталей обвязки: колонного фланца (14 или 16″), шести клиньев диаметром 273 или 299 мм
для подвески промежуточной колонны, резинового пакера диаметром 273 или 299 мм
и катушки.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а дру­гой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

При разбуривании в колонне упорного кольца, обратного клапана и цементного стакана применяют пикообразные долота без наварки твердым сплавом диаметром меньшим внутреннего диаметра колонны на 6—10 мм. Для разбуривания в 146-мм колонне используют бурильные трубы диамет­ром 73 мм, в 168-мм — бурильные трубы диаметром 89 мм. Во избежание повреждения колонны в процессе разбуривания металлических деталей необходимо соблюдать осторожность — уменьшить скорость вращения до­лота и осевую нагрузку на него.

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

После промывки водой или буровым раствором приступают к испыта­нию колонны на герметичность одним из двух существующих способов: опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испыты­вают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа — опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыва-нием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цемен­тировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бу­рового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жид­кости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м
в колоннах диаметром 146—168 мм и на 0,5 м — в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию со­стояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают за­движку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колон­ны. В результате перфорации, т.е. пробивки в колонне пулевых отверстий на уровне продуктивных горизонтов, нефть и газ получают возможность войти во внутреннюю полость колонны, откуда их извлекают на поверх­ность одним из существующих способов эксплуатации скважин.

После установления при помощи перфорации сообщения между про­дуктивными пластами и эксплуатационной колонной оборудуют устье скважины под эксплуатацию (соответственно категории данной скважины).

Например, при глубинно-насосной эксплуатации устанавливают одну колонную головку или трубный пьедестал; для фонтанного способа экс­плуатации — фонтанную арматуру с системой выкидных отводов и мани-фольдов.

Установке фонтанной арматуры предшествует спуск в эксплуатацион­ную колонну до начала фильтра насосно-компрессорных труб, предназна­чаемых для подъема по ним нефти или газа в процессе фонтанирования скважины. После спуска колонны-подъемника из насосно-компрессорных труб и окончания монтажа фонтанной арматуры (елки) приступают к вы­полнению последней операции — к освоению скважины.

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до наибольшего значе­ния для данной категории скважины и для подъема ее на дневную поверх­ность в сборные резервуары, а газа — в газопроводы.

Процесс освоения скважины — заключительный этап строительства глубокой скважины.

Источник

Озц в бурении

Заключительные работы и проверка результатов цементирования.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин (АКЦ). Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны (нормализация забоя).

Перед опрессовкой, жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

Также в скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Лекция №6 (ловильное оборудование 1 и 2 части): осложнения и аварии при бурении скважин, ловильный (аварийный) инструмент. Осложнения в бурении.

Осложнения, вызывающие нарушение целостности стенок скважины.

Произведенные за последнее время исследования, а также накопленный опыт бурения позволяют выделить основные виды нарушений целостности стенок скважины:

Основными мерами предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей) являются:

1) бурение в зоне возможных обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальный показатель фильтрации и максимально возможно высокую плотность;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) выполнение следующих рекомендаций:

а) бурить скважины по возможности меньшего диаметра;

б) бурить от башмака (нижней части) предыдущей колонны до башмака последующей колонны долотами одного размера;

в) поддерживать скорость восходящего потока в затрубном пространстве не менее 1,5 м/с;

г) подавать бурильную колонну на забой плавно;

д) избегать значительных колебаний плотности бурового раствора;

е) перед подъемом бурильной колонны утяжелять раствор, доводя его плотность до необходимой, если в процессе бурения произошло ее снижение;

ж) не допускать длительного пребывания бурильной колонны без движения.

Основными мерами предупреждения и ликвидации набухания являются:

1) бурение в зоне возможных сужений с промывкой утяжеленными буровыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) после приготовления глинистого раствора, отвечающего требованиям, указанным в п. 1, следует заполнить им скважину и выждать некоторое время, необходимое для протекания физико-химических процессов. Это нужно делать потому, что процесс бурения связан с резкими колебаниями давления при спуско-подъемных операциях;

4) выполнение рекомендаций б), в), г), д), е) и ж), перечисленных выше, как мер предупреждения и ликвидации обвалов (осыпей).

Основными мерами предупреждения и ликвидации ползучести являются:

1) разбуривание отложений, представленных породами, склонными к ползучести, с промывкой утяжеленными глинистыми растворами;

2) правильная организация работ, обеспечивающая высокие механические скорости проходки;

3) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной, колонны, при которой искривление скважин сводится к нулю;

4) подъем при цементировании обсадных колонн цементного раствора в затрубном пространстве на 50-100 м и выше отложений, которые представлены породами, склонными к ползучести (вытеканию);

5) при креплении скважины обсадной колонной в интервале пород, склонных к ползучести, установка трубы с повышенной толщиной стенки для предотвращения смятия обсадной колонны.

Основными мерами предупреждения и ликвидации желобообразования являются:

1) использование при бурении вертикальных скважин такой компоновки бурильной колонны, при которой искривление скважин сводится к минимуму;

2) стремление к максимальной проходке на долото;

3) использование предохранительных резиновых колец;

4) при прохождении уплотненных глин, аргиллитов, глинистых сланцев в целях предупреждения желобообразования, которое может предшествовать обвалам (осыпям), соблюдение всех рекомендаций, перечисленных как меры предупреждения обвалов (осыпей);

5) колонну бурильных труб следует поднимать на пониженной скорости, чтобы не допустить сильного заклинивания;

6) при заклинивании трубы надо сбивать вниз.

Процессы, происходящие при формирования цементного камня в период ОЗЦ.

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

1. Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верх- нюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инстру- мента и на ТЭП.

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре- жима при турбинном бурении.

9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах буре- ния. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине пе- репада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.

11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.

12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разруше- ние породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.

13. Устройство ВЗД м его технико-технологическая характеристика.

14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких ам- плитуд.

18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины.

19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.

20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.

1.Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

Функции бурильной колонны:

При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине.

При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.

При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны.

Для обеспечения осевой нагрузки на долото, рассчитывают через длину стальных труб по формуле:

G=Р_ш*F_к, Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); Fк – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.

промывочной жидкости и труб ПК;

При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:

— размерность 1 в кг/м3.

Для бурения скважин в условиях Среднего ПриобьяG  25 МПа и легко измеряется на буровой

Предыдущая891011121314151617181920212223Следующая

Обеспечение безопасности рабочих при бурении скважин на Самотлорском месторождении

Данный расчет связан с определением нормативного времени, затрачиваемого непосредственно на процесс крепления скважин, а также затрат времени на установку центрирующих фонарей, ожидание затвердевания цемента, разбуривание цементной пробки и на промывку скважины после разбуривания цементной пробки.

Расчет нормативного времени на крепление скважин

При определении нормативного времени на крепление скважины используется сборник УНВ [23].

В укрупненные нормы времени на крепление скважины включено время на выполнение следующих видов работ:

– промывка скважины перед спуском обсадных труб – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы перед спуском обсадных труб;

– спуск резьбовых обсадных труб;

– подготовительно-заключительные работы к промывке скважины во время спуска колонны обсадных труб;

– промежуточные работы во время спуска колонны;

– промывка скважины перед цементированием – 2 цикла;

– подготовительно-заключительные работы к цементированию колонны обсадных труб;

– заключительные работы после затвердевания цемента;

– герметизация устья скважины.

В проекте предусмотрен спуск направления Æ 324 мм до 50 м, кондуктора Æ 245 мм до 710 м, эксплуатационной колонны Æ 146 мм до 3000 м.

Исходя из этих данных, нормативное время на крепление составит для направления – 3,73 часа, кондуктора – 13,23 часа и эксплуатационной колонны – 30,07 часа.

Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей

Согласно [1] предусмотрена установка 13 фонарей. Норма времени на установку одного центрующего фонаря в сборе, определяемая на основе фактических данных о работе буровых бригад составляет 1 мин. Нормативное время составляет

13 × 1 = 13 мин = 0,22 ч.

Расчет нормативного времени ожидания затвердевания цемента

Время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) нормируется на основе фактических данных по скважинам, пробуренных в аналогичных условиях, но не выше предусмотренных норм времени

ОЗЦ кондуктора – 16 ч;

Природоохранные мероприятия при строительстве скважин

Обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважин достигается применением: экологически чистых материалов и химреагентов для буровых растворов; технико-технологических решений по организованному сбору производственных отходов и их безопасному хранению на территории буровой в процессе строительства скважин; мероприятий по утилизации, вызову, очистке и обезвреживанию отходов бурения как в процессе сооружения скважин, так и при ликвидации шламовых амбаров; в полном объеме технических средств и технологического комплекса мер для бурения, крепления и освоения скважин в соответствии с рабочим проектом на строительство скважин и технологическими регламентами на отдельные виды работ; эффективных и своевременных мер по восстановлению земель, нарушенных бурением, а также ликвидаций последствий загрязнения природной среды в районах буровых работ.

Комплекс средозащитных мероприятий выбирают с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин и проектной технологии бурения. Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой должна быть предусмотрена инженерная система организованного их сбора.

С этой целью на территории буровой либо устанавливают специальные емкости, либо сооружают земляные котлованы в минеральном грунте. Для исключения фильтрации жидких отходов бурения из шламовых амбаров их дно и стенки должны быть гидроизолированы.

Основной природоохранной функцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Все работы по цементированию осуществляются с установкой техники на специальной площадке у устья скважины.

Одним из важнейших природоохранных мероприятий является снижение объемов образующихся отходов, что достигается применением многоступенчатой очистки буровых растворов от выбуренной породы и использованием рецептур буровых растворов с высоким ингибирующим эффектом.

При аварийных разливах нефти, минерализованной воды или бурового раствора их удаляют при помощи бульдозера, экскаватора, самосвалов и машин оборудованных танкерами для сбора нефти, либо используют различного рода сорбенты. Использованные сорбирующие вещества либо сжигаются в качестве топлива, либо захороняются.

Оборудование бригадного хозяйства, жилые вагон-домики, кухня-столовая не должны располагаться за пределами основной обваловки площадки. Обустройство площадки должно быть таким, чтобы не допускались утечки с поверхности и внутригрунтовой инфильтрации токсичных загрязнений: шлама, отработанных буровых растворов и промывочных жидкостей, промышленных и хозбытовых стоков, минерализованных вод, нефти и нефтепродуктов.

Сбор бытовых отходов производится в мусоросборник (деревянный) который устанавливается рядом со столовой, а затем вывозится на городскую свалку. Жидкие отходы кухни, вагон-душевой и туалета накапливаются в выгребных ямах, гидроизолированных пленкой, которые затем закапываются.

С учетом требований экологов и с целью снижения ущерба от загрязнения окружающей среды на каждой строящейся скважине должен быть план ликвидации аварий (открытое фонтанирование, нарушение обваловки амбара и т.д.). план должен содержать оповещение служб организаций, которые должны участвовать в ликвидации аварий, перечень требуемых технических средств и аварийного запаса обезвреживающих реагентов, способ сбора и удаления загрязняющих веществ.

Значение ПДК материалов и химреагентов используемых в бурении для водных объектов приводятся в таблице.

Таблица – Значение ПДК материалов и химреагентов

Источник

Что такое озц в бурении

Узень
53 8
39 6
16
27
31 106

Жетыбай
1972 1973
—
1
2
32 41
14 11
4 13
13 9
64 76

согласно проекту цементный раствор в скважинах должен подниматься до устья, из-за поглощения вследствие гидроразрыва пластов или из-за низких пластовых давлений в продуктивных объектах, в большинстве скважин был зафиксирован недоподъем цементного раствора (табл. 3).

Из-за недоподъема цементного раствора происходит незаполнение им определенного интервала заколонного пространства. А это в свою очередь может привести к нефтегазо-водопроявлениям или межпластовым перетокам за колонной (если цементный раствор не поднят на достаточную высоту над продуктивным пластом), загрязнению пресных вод, а также к интенсивной коррозии неперекрытого цементным камнем участка колонны и др.

Реже, однако, также имеют место случаи, когда вследствие неточных расчетов проектных объемов цементного раствора и продавочной жидкости, или из-за неисправности оборудования, нижний уровень тампонажного раствора оказывается выше башмака колонны, т.е. в нижней части заколонного пространства отсутствует цементный камень — происходит переподъем тампонажного раствора за колонной.

Если цементный раствор поднят выше башмака колонны, но не выше подошвы продуктивного пласта, то при сильных воздействиях на обсадную колонну (особенно при перфорации) цементный камень может осыпаться, что приводит к нарушению изоляции продуктивного пласта.

3.1.2. СМЕШИВАНИЕ БУРОВОГО

И ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ

В процессе цементирования скважин происходит смешивание тампонажного раствора с промывочной или буферной жидкостью. Несмешивание этих жидкостей возможно лишь в колонне, но изменение направления потока на 180° при выходе из башмака колонны в заколонное пространство неизбежно вызывает их перемешивание.

Смеси движущихся жидкостей образуются, в основном, двумя путями:

внедрение одной жидкости в другую без перемешивания, вызываемое неодинаковыми скоростями движения слоев жидкости через поперечное сечение потока;

перемешивание жидкостей в результате возникновения вихрей при течении и естественной диффузии.

В разных условиях течения жидкостей возможно преобладание первого или второго процесса образования их смеси.

При смешивании в заколонном пространстве тампонажно-го раствора с промывочной или буферной жидкостью между ними образуется переходная зона (смешивания) различной протяженности — от максимального содержания цемента до его отсутствия. Анализ результатов исследований состояния скважин после цементирования при различных режимах движения в них жидкостей показал, что размеры зон смешивания бурового и тампонажного растворов за колонной достигают 150 м при глубине скважины 1300 м и, как правило, увеличиваются с глубиной скважин до нескольких сотен метров.

Зона смешивания в заколонном пространстве скважин начинается сверху загустевшим буровым раствором с практически неизменившейся плотностью; с глубиной плотность смеси его с тампонажным раствором начинает снижаться, а затем повышается, и смешанный раствор сильно загустевает.

Образование в заколонном пространстве при закачке тампонажного раствора значительной по протяженности зоны смешивания его с буровым раствором приводит к повышению в 1,4—1,8 раза по сравнению с расчетным давления на устье скважины и может служить одной из причин недоподъема тампонажного раствора до проектной высоты (см. 3.1.1).

На рис. 15 представлена классификация основных факторов, определяющих образование зоны смешивания бурового и цементных растворов.

Значительное количество и взаимовлияние этих факторов затрудняют определение реологии и размеров зон смешивания растворов. Однако разработаны способы приближенной, пригодной для практического применения оценки интервала зоны смешивания бурового и цементного растворов. В том числе для этой цели применим анализ диаграмм таких геофизических методов контроля за цементированием скважин как термометрия, рассеянного гамма-излучения и акустического (см. 3.2). В зависимости от геолого-технических условий строительства скважин, времени замера и чувствительности

Рис. 15. Основные Факторы, обусловливающие обоазование зоны смешивания бурового и тампонажного растворов при цементировании скважин

аппаратуры, реализующей эти методы, переходная зона смешивания бурового и цементного растворов более или менее четко отмечается на диаграммах таких методов плавным изменением регистрируемого параметра от минимальных до максимальных значений или наоборот.

В определенных условиях смешивания бурового и тампо-нажного растворов объем несхватившегося цементного раствора может достигать 20 % объема зацементированного интервала заколонного пространства. При содержании в буровом растворе от 0,1 до 0,6 % тампонажного раствора объем несхватившегося цемента Уц можно оценить из соотношения

где У3с — объем заколонного пространства; Ре — безразмерный коэффициент Пекле.

Поэтому для компенсации потерь тампонажного раствора в зоне смешивания его с глинистым раствором в заколонном пространстве при цементировании скважин дополнительно закачивается до 20 % расчетного объема тампонажного раствора.

С целью уменьшения смешивания с буровым раствором при закачке тампонажного раствора применяют разделительные пробки. Цементирование без нижней разделительной пробки повышает вероятность сильного загрязнения определяющей качество цементирования последней порции тампонажного раствора невытесненными остатками промывочной жидкости на стенках скважины и обсадной колонны.

Значительно уменьшает смешивание бурового и тампонажного растворов применение буферных жидкостей, а также различных разделителей (например, вязкоупругого разделителя — ВУР).

3.1.3. НЕПОЛНОЕ ВЫТЕСНЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА ЦЕМЕНТНЫМ

Одним из важнейших путей обеспечения герметичности заколонного пространства скважин является повышение степени вытеснения в нем бурового раствора тампонажным, зависящей от ряда геологических и технико-технологических факторов, основные из которых представлены на рис. 16.

Так как на степень вытеснения бурового раствора тампонажным влияют многочисленные факторы, она является статистической величиной. Многие факторы, определяющие степень вытеснения, не поддаются раздельному учету (так как взаимно влияют друг на друга), что затрудняет их изучение и приводит к необходимости осуществления исследовательских работ как непосредственно в скважинах, так и в лабораторных условиях.

Риг 16 Огновныр гролого-трхничргкир Лаптопы оттпрлрляюшир гтрп вытеснения в заколонном пространстве букового раствора тампонажным

В случае оптимального соотношения этих факторов может быть достигнуто практически полное (хотя бы на отдельных участках заколонного пространства скважины) вытеснение бурового раствора тампонажным, что обеспечит высокое ка-

чество цементирования скважины; однако в большинстве случаев применяемая технология цементирования и свойства буровых и тампонажных растворов не могут обеспечить достаточно полное вытеснение бурового раствора в заколон-ном пространстве. При определенных физико-механических свойствах бурового раствора он вообще не может быть вытеснен из заколонного пространства.

Особую роль в процессе вытеснения играют режимы движения вытесняемой и вытесняющей жидкостей, определяемые их реологическими свойствами, геолого-техническими условиями и скоростью течения растворов, а также свойствами переходной зоны между ними.

В случае больших эксцентриситетов обсадных колонн в скважинах и малых значениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, жидкость с меньшей вязкостью заполняет наиболее узкую часть зазора в заколонном пространстве, а более высоковязкая распространяется по широкой части зазора.

При малой разности значений вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и больших эксцентриситетах колонн в скважинах образуются устойчивые протяженные зоны из вытесняемой жидкости.

С увеличением вязкости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, а также их расхода условия для вытеснения ухудшаются.

Чем меньше зазор между колонной и стенками скважины, тем хуже условия для вытеснения в нем бурового раствора тампонажным. При этом с увеличением эксцентриситета колонны в малых зазорах вытеснение значительно хуже, чем в увеличенных.

Характером вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве обусловлена установленная для скважин Ямбургского газоконденсатного месторождения (ГКМ) достаточно тесная обратная зависимость качества цементирования (по данным АКЦ) от эксцентриситета обсадных колонн в скважинах (см. 3.2).

При прочих равных условиях в скважинах большого диаметра вытеснение бурового раствора в заколонном пространстве происходит лучше, чем в скважинах малого диаметра.

При наличии в заколонном пространстве до цементирования тяжелой высоковязкой жидкости всегда создаются условия для неполного ее вытеснения из наиболее узкой части зазора; при определенных условиях вытеснение может не

только прекратиться, но произойдет опускание более тяжелой вытесняемой жидкости.

На степень вытеснения бурового раствора тампонажным большое влияние оказывают геологические факторы. Среди них очень важно учитывать литологию разреза скважины и особенно кавернозность пород. Очевидно, что чем больше кавернозность разреза скважин, тем меньше степень вытеснения бурового раствора цементным. Но главным фактором следует считать не столько объем каверн, сколько их конфигурацию: глубину и степень изрезанности их поверхности.

В разрезах скважин часто встречаются водоносные и нефтегазоносные коллекторы, разделенные глинисто-аргилли-товыми пластами, которые разрушаются промывочной жидкостью по всей их толщине. На кавернограммах против них обычно фиксируется значительное увеличение диаметра скважины. Вытеснение или замещение бурового раствора цементным в таких кавернах крайне затруднено, поэтому разобщение пластов коллекторов между собой очень ненадежно. Например, из 30 рассмотренных скважин на площадях Татнефти в 17 (56,6 %) между водоносными и нефтеносными коллекторами имелись кавернозные породы. Эти скважины обводнились пластовыми водами в первый год эксплуатации. Качественное цементирование таких кавернозных участков скважин очень затруднено, так как в них коэффициент вытеснения глинистого раствора цементным очень низок.

При проводке скважин через соленосные отложения в них происходит интенсивное кавернообразование. Например, встречаемые в разрезах скважин калийно-магниевые соли обладают повышенной растворимостью, очень малым сопротивлением сдвигу и низкой температурой плавления. Вследствие этого в интервалах их залегания образуются большие асимметричные каверны, которые не заполняются цементным раствором.

При промывке скважины технической водой каверны также образуются в интервалах, представленных пластичными глинами с преобладанием монтмориллонитовых образований, гидрослюды и хлорида.

В северных нефтегазодобывающих районах, например на месторождении Медвежье, во всех скважинах при бурении под кондуктор наблюдалось интенсивное кавернообразование в рыхлых песчаных пластах, которое не позволяло обеспечить полноту вытеснения бурового раствора цементным.

На практике коэффициент вытеснения в заколонном про-

странстве глинистого раствора тампонажным определяется по соотношению объема вытесненного бурового раствора к объему всего заколонного пространства скважины в интервале цементирования. Такое определение весьма неточно из-за неучета влияния многих факторов.

Повышение степени вытеснения бурового раствора тампонажным в заколонном пространстве и, соответственно, качества цементирования скважины достигается путем оптимизации для конкретных геолого-технических условий технологии цементирования с использованием центраторов, скребков, турбулизаторов, буферных жидкостей и разделителей при достаточно высоких скоростях прокачки (см. 3.2).

3.1.4. КАНАЛЫ, ТРЕЩИНЫ И ДРУГИЕ ДЕФЕКТЫ В ЦЕМЕНТНОМ КАМНЕ

Одним из признаков некачественного цементирования скважин является проницаемость цементного кольца в заколонном пространстве. В ряде работ указывается, что причиной газопроявлений в скважинах могут быть «водяные пояса», образование которых в тампонажной смеси, заполняющей заколонное пространство, является следствием седиментации. Седиментация частиц твердой фазы тампонажного раствора на различных участках высоты его столба может иметь неодинаковую скорость. Это происходит вследствие неравномерности сопротивления движению частиц на таких участках и может вызвать локальные скопления воды, оттесняемой твердой фазой нижней части тампонажной смеси с образованием “водяного пояса».

При седиментации твердой фазы тампонажной смеси свободная вода затворения оттесняется вверх. Когда проницаемость смеси неодинакова по площади поперечного сечения заколонного пространства скважины, вода, распределяющаяся неравномерно, устремляется по наиболее проницаемым участкам. Такие восходящие потоки воды могут вызвать образование каналов, по которым возможны газонефтеводо-проявления.

Наличие каналов в цементном кольце как внутренних, так и наружных, а также разрывов его сплошности, отмечалось

при осмотре разрезов скважин и их моделей многими иссле-дователями.

Наиболее общим случаем каналообразований вследствие неравномерной седиментации является каналообразование в наклонном цилиндре, заполненном тампонажным раствором (в модели наклонной скважины). Однако повышенное содер-жание воды затворения может привести к образованию каналов внутри столба цементного раствора и в случае его вертикального положения.

Проявление агрегативной неустойчивости в тампонажных растворах (роль которой в образовании структуры тампо-нажного камня может быть чрезвычайно велика) и вызываемая ею неоднородность свойств тампонажной смеси также могут стать причиной образования флюидопроводящих каналов в цементном кольце в условиях дальнейшего водоотделе-ния и проникновения пластовых флюидов.

Длительные наблюдения за изменениями температуры в зацементированном участке ствола скважины показывают, что формирование контактов металл – цемент – порода сопровождается, как правило, определенными изменениями температуры во времени. При достижении значений перепа-дов температуры на границах цементного кольца больше критических, целостность цементного кольца нарушается, и в нем возникают трещины по направлению его образующих. У соединительных муфт обсадной колонны в результате изменения температуры появляются трещины в цементном кольце в форме клина из-за осевых деформаций колонны.

При проведении цементирования в условиях пониженных температур может произойти замораживание части воды, входящей в состав цементного раствора, вследствие чего в нем образуются ледяные линзы. Образование льда сопровож-дается скачкообразным выделением тепла, а выделившаяся энергия идет на расплавление образовавшегося льда, включе-ния которого все время уменьшаются. Постепенно кристаллы льда исчезают (вода расходуется на гидратацию цемента) и на их месте образуются пустоты, из-за чего образовавшийся цементный камень становится менее прочным и впоследст-вии быстрее разрушается.

При воздействии на твердеющий тампонажный раствор температуры в пределах 20–90 °С при относительно высоких давлениях проницаемость –орми–ующегося цементного камня изменяется в пределах 13-103 мкм2. Образующийся при высоких температурах 130–200 °С камень из портланд-цемента имеет проницаемость 3–7-0-3 мкм2, которая в оп-

ределенных условиях (высокие перепады давления, небольшая толщина цементной перемычки) может служить каналом, особенно для перетока газа.

Для предотвращения или уменьшения возможности образования каналов в цементном кольце необходимо для каждых конкретных геолого-технических условий применять технологию цементирования, учитывающую и нейтрализующую влияние основных факторов, обусловливающих процесс каналообразования.

3.1.5. ЗАЗОРЫ МЕЖДУ ЦЕМЕНТНЫМ КАМНЕМ, КОЛОННОЙ И ПОРОДОЙ

При цементировании пространство между колонной и стенками скважины в заданном интервале глубин заполняется тампонажным раствором, из которого после твердения образуется прочный монолит. Однако в результате анализа лабораторного и промыслового материала установлено, что механическая прочность цементного камня не является определяющим фактором, из обеспечивающих герметичность зако-лонного пространства. Качество разобщения пластов в зако-лонном пространстве определяется в основном состоянием контакта цементного камня с обсадной колонной и горной породой, которое является доминирующим фактором (при этом подразумевается полное замещение за колонной глинистого раствора тампонажным).

Напряженность контактов цементного камня со стенками скважины и обсадной колонной зависит от прижимающих усилий, возникающих во время его твердения, и снижается при усадке тампонажного камня, а также при деформациях породы, глинистой корки, обсадных труб, если этим процессам не препятствуют силы связи между сопредельными средами. Прочность непосредственных связей цементного камня с породой и обсадными трубами определяется физико-химическим взаимодействием ионов и молекул их поверхностных слоев. Однако без соответствующей напряженности таких контактов в их зоне не могут протекать физико-химические реакции, обусловливающие прочность связи цементного камня с колонной и породой.

Исследования показали, что напряженность контакта цементного камня с поверхностью обсадных труб в 4 — 8 раз меньше его прочности. Прочность связи цементного камня из различных тампонажных материалов с обсадными трубами оценивается по значению сопротивления контакта це-

мент —труба разрыву, сдвигу, гидроразрыву. При температурах 20-30 °С прочность связи с обсадной колонной камня из различных тампонажных материалов возрастает с течением времени, причем наиболее интенсивно — в течение первых 7 сут. Прочность связи камня из портландцемента с обсадными трубами в 4 — 5 раз выше, чем прочность связи с колонной камня из гельцемента. Прочность связи камня из облегченных цементов с обсадными трубами характеризуется значениями, близкими к значениям прочности такой связи для гельцемента. Давление гидропрорыва на контакте обсадная труба —портландцементный камень через 2 и 6 сут составляет 3,5 и 16 МПа, для гельцементного камня — 2,0 и 5,6 МПа. Однако такие цифры характеризуют лишь непосредственный контакт обсадной трубы с цементным камнем.

Анализ результатов исследований влияния активных добавок к тампонажному раствору на прочность непосредственной связи цементного камня с обсадной трубой позволил выявить следующие тенденции ее изменения. Введение в там-понажный раствор 0,5 % гипана, КМЦ, гексаметофосфата натрия (ГМФ Na) приводит к увеличению прочности связи цемента с металлом. Добавки сульфанола и ОП-10, наоборот, уменьшают прочность такой связи. Наибольшая прочность связи металл-цементный камень достигается при обработке тампонажного раствора хлористым натрием.

жет являться основной причиной образования в заколонном пространстве каналов для нефтеводогазопроявлений.

Скорость каналообразования увеличивается в случаях контакта глинистого раствора с чистым портландцементом. Введение в цемент наполнителей (глины, песка) снижает скорость образования каналов, отодвигая момент их появления и уменьшая размеры. Одним из мероприятий по предупреждению каналообразования может быть отверждение глинистых корок.

Ряд исследователей, изучая прочность связи цементного камня с породой при наличии фильтрационной глинистой корки, пришли к выводу, что обработка тампонажного раствора УЩР и КМЦ при цементировании интервала залегания песчаных пород приводит к снижению прочности такой связи, а добавление в тампонажный раствор извести и хлористого кальция увеличивают ее.

Одним из факторов, влияющих на прочность связи (состояние контакта) цементного камня с обсадной трубой, является изменение внутреннего давления в колоннах. В процессе цементирования скважины колонну иногда оставляют под внутренним давлением на время ОЗЦ. После снятия давления между набравшим прочность цементным кольцом и колонной может образоваться зазор размером до 1 мм, который может служить потенциальным каналом движения жидкостей и газа. Поэтому оставление обсадных колонн под давлением в период ОЗЦ не рекомендуется, так как повышает вероятность образования заколонных перетоков и газопроявлений.

По аналогии, опрессовка колонны после ОЗЦ также не может являться надежным методом контроля ее герметичности, так как при повышении давления в колонне происходит уменьшение раскрытости зазоров между нею и цементным камнем. Поэтому проницаемость их на контактных поверхностях цементного камня и колонны резко уменьшается по сравнению с проницаемостью таких зазоров при отсутствии избыточного давления в колонне.

3.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА СОСТОЯНИЕМ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Надежный контроль за состоянием цементирования скважин позволяет достоверно оценивать, а следовательно, и целенаправленно повышать его качество, что является необходимым условием эффективности строительства скважин.

Однако определение прямых показателей качества цемен-тирования скважины или оценка степени герметичности за-колонного пространства по данным применяемых сразу лее по истечении времени ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) методов (в основном, геофизических), как правило, невозможны. Поэтому в промысловой практике судят о качестве цементирования скважин по его косвенным показателям, определяемым в результате измерений в обсадной колонне различных физических параметров перед оборудова-нием устья скважин для перфорации или в период ОЗЦ:

интервал распространения цементного раствора за обсад-ной колонной;

характер вытеснения бурового раствора цементным в за-колонном пространстве, в том числе и в кавернах;

состояние контактов цемент —колонна и цемент —порода;

наличие каналов в цементной оболочке;

эксцентриситет обсадной колонны в скважине;

интервал распространения зоны смешивания цементного и бурового растворов;

наличие зон скопления цементных масс в некавернозных участках ствола скважины;

соответствие прогнозных и фактических сроков схватывания цементного раствора и др.

Эти косвенные показатели определяются по данным термометрического, радиоактивных и акустического методов контроля за цементированием, физические основы, возмож-ности и ограничения, а также пути дальнейшего развития и усовершенствования которых изложены ниже [27, 28, 29, 77, 95].

Термометрия является одним из первых геофизических методов, использованных для определения интервала распространения цементного раствора за обсадной колонной [29, 77].

3.2.1.1. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДА И РЕАЛИЗУЮЩАЯ ЕГО АППАРАТУРА

Определение местонахождения тампонажного раствора за обсадной колонной с помощью термометрии основано на измерении аномального, на фоне естественного, изменения температуры в стволе скважины против участков заколонно-

го пространства, в которых экзотермически гидратирует цемент, в результате чего дополнительно прогревается буровой раствор внутри обсадной колонны. Следовательно, применение термометрии &ая этой цели наиболее эффективно в период максимального тепловыделения гидратирующим цементом и нецелесообразно после прекращения процесса гидратации.

В период ОЗЦ в скважине происходят одновременно два тепловых процесса: восстановление естественной температуры в стволе и изменение температуры в результате экзотермического эффекта, сопровождающего процесс гидратации цемента. Результирующая кривая, характеризующая динамику

Рис. 17. Схема распределения температуры в скважине к моменту окончания цементирования:

изменения температуры в обсадной колонне во времени, имеет сложный характер, который зависит в первую очередь от физико-химических процессов в цементном растворе.

Реальные условия в скважине в период ОЗЦ характеризуются следующими особенностями:

дифференцированностью температуры и давления по глубине и во времени;

разновременностью затворения и закачки порций цементного раствора;

наличием поглощений и фильтраций цементного раствора в проницаемые пласты, обусловливающие переменное значение водоцементного отношения;

неравномерностью заполнения заколонного пространства цементным раствором вследствие наличия каверн и желобов, эксцентричного расположения колонны относительно ствола скважины и т.д.;

наличием зон смешивания глинистого и цементного растворов;

различием в теплофизических свойствах окружающих цементный раствор пород;

разнотипностью используемых для цементирования там-понажных материалов.

Эти особенности не изменяют качественную характеристику изменений температуры в скважине в результате происходящих в тампонажном растворе экзотермических химических реакций, лишь заметно влияя на количественную сторону процесса — на значение таких изменений.

Следовательно, существует возможность по данным термометрии обсаженной скважины в период ОЗЦ судить как о физико-химических превращениях в цементном растворе, так и о целом ряде косвенных показателей качества цементирования скважин.

В качестве аппаратуры для измерения температуры в скважинах в основном используются электрические термометры. Их принцип действия основан на измерении изменений электрического сопротивления металлического проводника или выходного напряжения транзистора с изменением температуры. Имеется несколько типов скважинных электротермометров, применяемых в зависимости от максимальной измеряемой температуры (от 120 до 250 °С), числа жил каротажного кабеля (одна или три) и допускаемых габаритов. Относительная погрешность измерений температуры электротермометрами не превышает обычно 1 %.

Одними из наиболее широко используемых скважинных

электротермометров являются электротермометры типов ЭТМИ, ТЭГ-36, ТЭГ-60, СТЛ-28, ТР-7 и др.

С помощью электротермометров, измеряющих только абсолютные значения температуры (ТЭГ, СТЛ, ЭТМИ и др.), затруднительно определять в скважине места небольших утечек жидкости из-за нарушения герметичности обсадных труб, интервалы межпластовых перетоков за колонной (вследствие незначительных изменений температуры при этом), а также высоту подъема облегченных цементов из-за слабого тепловыделения при их схватывании. Эти параметры технического состояния скважин более эффективно определяются с помощью электротермометров, измеряющих одновременно с абсолютными значениями температуры ее аномальные значения Д?° и термоградиент At°/H, где Н — глубина или интервал ствола скважины. Однако одновременно с абсолютными значениями температуры аномалии температуры и ее термоградиент измеряются только термометром типа ТР-7.

Переменное напряжение 12,8 В подается от блока питания каротажной станции. После выпрямления и стабилизации постоянное напряжение подается на ОУ.

Работа устройства для выделения сигнала аномалий температуры основана на принципе компенсации сравнительно медленно изменяющейся температуры по стволу скважины. Для этой цели используется интегрирующая цепочка R6, С1.

С выхода наземной панели электротермометра ТЭГ электрический сигнал, отражающий температуру в скважине, подается на вход аномалии-приставки.

Через резисторы R5 и R6 этот сигнал подается на инвертирующий и неинвертирующий входы операционного усилителя. При медленном изменении сигнала, что соответствует приросту температуры с глубиной, на выходе операционного усилителя сигнал будет отсутствовать. В случае же отклонения температуры от некоторого среднего значения на данной глубине (аномальное изменение температуры) на выходе ОУ появится сигнал, пропорциональный этому изменению, так

Рис. 18. Схема электрическая принципиальная аномалии-приставки к наземной панели электротермометра

как на неинвертирующем входе сигнал ослабится цепью Д6, С2.

Для компенсации постоянной составляющей в ОУ используются резисторы R3 и R11, с помощью которых устанавливается «нуль» каротажного регистратора.

С помощью переменного резистора R10 устанавливается необходимый масштаб регистрации температурной кривой.

При регистрации аномалий температуры скорость спуска скважинного термометра поддерживается постоянной, не превышающей 1500 м/ч.

Проведенные в лабораторных и промысловых условиях испытания электротермометра ТЭГ-Зб с вышеописанной приставкой показали, что информативность зарегистрированных с ее помощью термограмм значительно возрастает.

На рис. 19 показаны одновременно зарегистрированные изменения абсолютных значений температуры 1 и аномалий

Рис. 19. Термограммы, зарегистрированные элект-ротермометром ТЭГ-36 с аномалией-приставкой:

температуры 2, 3 в интервале ствола стендовой скв. 3 Суздальской площади. Кривая 2 аномалий температуры зарегистрирована каналом регистратора, чувствительность которого в 5 раз меньше, чем у зарегистрировавшего кривую 3. Далее незначительным изменениям абсолютных значений температуры 1 (см. масштаб регистрации абсолютных значений температуры) соответствуют достаточно четко отмечаемые на уровне фона аномалии на кривой 3.

Регистрация абсолютных значений температуры обусловливает очень частые сносы температурной кривой на каротажной бумаге с помощью компенсатора напряжения. А это приводит к погрешности в измерении температуры и искажению температурной кривой даже при низкой скорости перемещения электротермометра по стволу скважины, что в свою очередь уменьшает вероятность обнаружения дефектов крепи и увеличивает непроизводительные простои скважины.

Отсюда следует, что применение данной приставки к наземной панели электротермометра позволяет более эффективно контролировать с его помощью качество крепления скважин.

Кроме замеров температуры электротермометрами, в скважинах определяются более точные ее значения на раз-личных глубинах с помощью максимальных термометров [521.

На Украине и в Краснодарском крае были проведены опыты для сравнения точности измерения температур в скважинах электрическим и максимальным термометрами. Измерения проводились электротермометрами типа ЭС-СБ и максимальными термометрами, гильзы которых крепились к каротажному кабелю над электротермометрами. Скорость движения приборов в скважине не превышала 110—150 м/ч.

Было установлено, что разница между показаниями электротермометра и максимального термометра составляет не более 0,7 °С при температурах, меньших или равных 47 °С.

В то же время результаты многолетних геотермических исследований, проведенных лабораторией гидрогеологии и геохимии КФ ВНИИнефть, показывают, что при температурах больше 40 — 50 °С результаты замеров максимальным и электрическим термометрами различаются на большие значения.

В четырех гидрогеологических скважинах Краснодарского края, в которых ранее проводились измерения геотермического градиента электротермометром, были произведены повторные замеры максимальным термометром. Для контроля за точностью измерений в скважину в специальном кожухе опускали два максимальных термометра (рис. 20 и табл. 4).

Время экспозиции в каждой точке составляло 30 — 40 мин.

Результаты замеров двумя максимальными термометрами, помещенными в одну гильзу, всегда отличались лишь на 0,2 — 0,5 °С, поэтому можно считать, что показания максимальных термометров близки к истинным температурам.

В процессе измерения электротермометрами в скважинах с температурой выше 40-50 °С возможно получение заниженных значений температуры, причем погрешность возрастает с ее увеличением (см. рис. 20 и табл. 4).

Это происходит, вероятно, потому, что электротермометры градуируются при сравнительно низких температурах. Из-за нелинейного изменения сопротивления активного плеча электротермометра при нагреве до температур, значительно превышающих температуру равновесия, он дает погрешность, возрастающую с повышением температуры. Возможно также, что тепловая инерция электротермометров превышает паспортные данные и наблюдается “запаздывание» показаний.

Чтобы уменьшить погрешности измерения высоких температур, целесообразно использовать электротермометры с большими значениями температур равновесия и градуировать их в интервале высоких температур (до 100 °С и выше). При

Рис. 20. Термограммы скважин Краснодарского края:

этом необходимо при пробных замерах проверять допустимую скорость движения в скважине &ая каждого типа электротермометра и, при возможности, учитывать рекомендацию М.Ф. Белякова о спаривании электротермометра с максимальным термометром.

Кроме максимальных и электротермометров, ^,ая одновременного измерения температуры и давления в скважинах применяются автономные комплексные глубинные приборы:

Время между замерами максимальным и
+6
-1
+

Время покоя скважины перед первым
2 2 11
8

Источник