Современные скважинные электротермометры имеют
погрешность порядка ±0,1 Сº. Поэтому дроссельные
эффекты могут сравнительно просто регистрироваться
и учитываться.
Действие электротермометра основано
на принципе измерения температуры с помощью
термосопротивления, которое наклеено
на наружную поверхность головки датчика
и закрыто медной фольгой.
Преимущества электротермометров с регистрацией на поверхности:
хорошая чувствительность к изменению
температуры, вследствие чего можно быстро
спускать инструмент, построение непосредственной
зависимости температуры от глубины, что
является прогрессом в каротажном деле,
и возможность проверки характера изменения
температуры в любом интервале без извлечения
термометра из скважины. К его недостаткам
относятся сравнительно большая стоимость,
более тяжелое оборудование, сложность
измерительной аппаратуры, трудность
получения изолированного кабеля малого
диаметра, который может быть спущен через
лубрикатор при высоком давлении в скважине,
слабая сопротивляемость коррозии и ограниченная
возможность выдерживать высокое давление
углеводородных газов.
В электротермометре датчиком является теплочувствительный
элемент, представляющий собой тонкую
никелевую неизолированную проволоку,
намотанную на слюдяные пластинки, помещенные
в защитную металлическую арматуру из
нержавеющей стали или полупроводниковый
терморезистор. Принцип работы электротермометра основан
на том, что при изменении температуры
измеряемой среды изменяется сопротивление
датчика, включенного в одно из плеч моста
логометра, являющегося указателем. Отношение
токов в рамках логометра изменяется,
и стрелка его занимает положение, соответствующее
измеряемой температуре. Электроманометр
работает на том же принципе, что и электротермометр.
Сопротивление датчика изменяется под
действием деформации мембраны, которая
зависит от давления в масляной системе.
Пределы измерения электротермометром составляют
от 0 до 150 С.
Таким образом, электротермометр может
быть с успехом применен для выявления
источников и путей обводнения скважин,
хотя в промысловой практике этот метод
используется недостаточно. В частности
при помощи электротермометра представляется
возможным очень легко определить затрубное
движение жидкости, что необходимо использовать
в практической работе в весьма широких
масштабах.
Наибольшее распространение
получил электротермометр сопротивлений,
при помощи которого получают кривую изменения
температур по скважине - температурную
кривую. Измерения температур по скважине
проводятся для изучения теплового режима
Земли и для контроля состояния скважины [6].
1.7 Высокочувствительная термометрия
Высокочувствительная термометрия
применяется для выделения
нефтеносных пластов в закрепленных скважинах.
Все основные задачи, решаемые термометрическими
исследованиями в скважине на современном
уровне, основываются на использовании
высокочувствительной термометрии. К
ним относятся: определение отдающих или
поглощающих мощностей перфорированных
пластов, определение источников и мест
поступления посторонней воды, контроль
за обводнением и охлаждением перфорированных
интервалов, оценка движения жидкости
в прискважинной зоне и депрессий в пластах,
термопрослушивание и т. д.
Из-за простоты аппаратуры и технологических
приемов проведения термических исследований
скважинная термометрия получила широкое
распространение в нефтяной промышленности.
Имеется большое количество работ по скважинной
термометрии [9].
1.8 Баромометрия
Баромометрия скважины - измерение
жидкости и (или) газа в скважине.
Метод барометрии применяют:
- для определения абсолютных
значений забойного и пластового давлений,
оценки депрессии (репрессии) на пласты;
- определения гидростатического
градиента давления, а также плотности
и состава неподвижной смеси флюидов по
значениям гидростатического давления;
- оценки безвозвратных потерь
давления в сужениях ствола, гидравлических
потерь движущегося потока и определения
плотности и состава движущейся смеси.
Ограничения применения обусловлены
влиянием на показания манометров нестационарных
процессов в скважине, температуры среды,
структуры газожидкостного потока.
Барометрия основана на изучении
поведения давления или градиента давления
по стволу скважины или во времени.
Измерения выполняют глубинными
манометрами, которые подразделяют на
измеряющие абсолютное давление и дифференциальные.
Их подразделяют также на манометры с
автономной регистрацией, которые опускают
на скребковой проволоке, геофизическом
кабеле (с последующим оставлением на
якоре в заданном интервале) или в составе
пластоиспытателей, и дистанционные, работающие
на геофизическом кабеле.
Преобразователи давления могут
быть: пьезокристаллические (кварцевые,
сапфировые), струнные и мембранные.
Прибор барометрии применяют
в сборке приборов «притока-состава» [10].
1.9 Метод механической
расходометрии
Измерения механическими расходомерами
производят для следующих целей:
- выделение интервалов притока
или приемистости в действующих скважинах;
- выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;
- распределение общего (суммарного)
дебита или расхода по отдельным пластам,
разделенным неперфорированными интервалами;
- получение профиля притока
или приемистости пласта по его отдельным
интервалам.
Ограничения заключаются в
недостаточной чувствительности в области
малых скоростей потока, зависимости пороговой
чувствительности от условий проведения
измерений, влиянии на результаты измерений
механических примесей, снижении точности
измерений при многофазном притоке и многокомпонентном
заполнении ствола, ограничений по проходимости
прибора скважине из-за наличия пакера
или сужений.
Программа работ для установления
распределения суммарного дебита по пластам
предусматривает запись непрерывной кривой
и измерения на точках.
Непрерывная диаграмма записывается
в интервалах перфорации и прилегающих
к ним 10-20 метровых участках ствола.
Точечные измерения проводятся
в перемычках между исследуемыми пластами,
а также выше и ниже интервалов перфорации,
на участках, характеризующихся постоянством
показаний прибора на непрерывной кривой.
Дифференциальная дебитограмма,
характеризующая распределение дебитов
по отдельным интервалам притока (приемистости),
представляется в виде ступенчатой кривой
– гистограммы, получаемой путем перестройки
интегральной дебитограммы.
При исследованиях скважины
на нескольких установившихся режимах
строят индикаторные кривые в виде зависимости
дебитов (расходов) пластов в м3 /сут от
величины забойного давления.
По результатам изучения скважины
в период восстановления пластового давления
строят кривые спада дебита: по оси абсцисс
откладывают время замера после закрытия
скважины в с, по оси ординат – величину
дебита в см3 /с или в м3 /сут (т/сут).
Из механических дебитомеров-расходомеров
на практике применяются в основном приборы
с датчиками турбинного типа – свободно
вращающейся вертушки. Чувствительным
элементом механических расходомеров
является многолопастная турбинка или
заторможенная турбинка на струне. Обороты
вращения первой и угол поворота второй
преобразуются в регистрируемые электрические
сигналы. Скорость вращения вертушки пропорциональна
объемному расходу смеси.
Используют беспакерные и пакерные
расходомеры, последние – только для измерения
потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия
сечения скважины и направления потока
через измерительную камеру, в которую
помещена турбинка.
Комплексируют с термокондуктивной
расходометрией и другими методами изучения
«притока-состава» [10].
1.10 Метод влагометрии
(диэлькометрия)
Метод влагометрии применяют:
- для определения состава флюидов
в стволе скважины;
- выявления интервалов притоков
в скважину воды, нефти, газа и их смесей;
- установления мест негерметичности обсадной колонны;
- при благоприятных условиях
– для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.
Ограничения метода связаны
с влиянием на показания влагометрии структуры
многофазного потока. При объемном содержании
воды в продукции свыше 40-60 % метод практически
не реагирует на дальнейшие изменения
влагосодержания. В наклонных скважинах
при отсутствии центраторов и пакера датчик
прибора реагирует на влагосодержание
только у нижней стенки колонны.
Использование диэлькометрической
влагометрии для исследования состава
скважинной смеси основано на зависимости
показаний метода от ее диэлектрической
проницаемости.
Первичная обработка включает
расчет по данным непрерывных и точечных
измерений профиля объемного содержания
воды в стволе скважины с использованием
градуировочной зависимости без учета
температурной
Глубинные диэлькометрические
влагомеры представляют собой LC или RC-
генераторы, в колебательный контур которых
включен измерительный конденсатор проточного
типа. Между обкладками конденсатора протекает
водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная
смесь, изменяющая емкость датчика с последующим
преобразованием изменения емкости в
сигналы разной частоты.
В нефтяных скважинах используют
беспакерные приборы для качественной
оценки состава флюида и пакерные – для
количественных определений. В газовых
скважинах все применяемые влагомеры
– беспакерные.
Комплексируется с другими
методами в рамках комплекса для оценки
«притока-состава» [10].
1.11 Метод индукционной
резистивиметрии
Индукционная резистивиметрия
применяется:
- для определения состава флюидов
в стволе скважины;
- выявления в гидрофильной среде
интервалов притока воды, включая притоки
слабой интенсивности; оценки минерализации
воды на забое;
- установления мест негерметичности колонны;
- разделения гидрофильного и
гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;
- определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.
Ограничения связаны с одновременным
влиянием на показания индукционного
резистивиметра водосодержания, минерализации
воды, гидрофильного и гидрофобного типов
водонефтяной смеси, температуры среды.
Для гидрофобной смеси показания близки
к нулевым значениям удельной электрической
проводимости.
Резистивиметрия основана на
использовании электрических свойств
водонефтяной смеси в стволе скважины:
удельного электрического сопротивления
или проводимости.
Скважинный индукционный резистивиметр
представляет собой датчик проточно-погружного
типа, состоящий из двух – возбуждающей
и приемной – тороидальных катушек. Объемный
виток индукционной связи образуется
черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.
Существуют две модификации
резистивиметров:
а) бесконтактные индукционные
резистивиметры, предназначенные для
измерения удельной проводимости;
б) одноэлектродные резистивиметры
на постоянном токе для измерения удельного
сопротивления.
Прибор комплексируют с другими
модулями ГИС-контроля в единой сборке
«притока-состава» [10].
1.12 Комплексные методы
1.12.1 Определение
профилей притока в добывающих и приёмистости
в нагнетательных скважинах
Определение профилей притока
в эксплуатационных скважинах является
задачей, от корректного решения которой
во многом зависит принятие решений по
максимально эффективной разработке месторождений
нефти и газа или проведению работ по капитальному
ремонту конкретной скважины. Основными
задачами, решение которых осуществляется
при выполнении комплексов ГИС являются:
• определение максимально
отдающих, а следовательно наиболее перспективных
для разработки интервалов притока или
наоборот потенциально опасных на предмет
обводнения, если скважина находится в
зоне близкой к ВНК.
• определение слабо отдающих
или не работающих интервалов, которые
в дальнейшем могут быть подвержены работам
по интенсификации притоков (кислотные
обработки, термогазохимическое воздействие,
ГРП и т.п.) с целью увеличения добычи.
Характерной чертой
эксплуатации многих нефтегазовых
месторождений является снижение
пластовых давлений в период
разработки, что влечет за собой
снижение добычи нефти и газа
и ряд других негативных явлений.
Для поддержания давлений на
достаточно высоком уровне на
месторождениях, как правило, выполняется
бурение специализированных водонагнетательных
скважин, либо в разряд нагнетательных
скважин переводятся скважины, эксплуатация
которых по тем или иным причинам становиться
неэффективной. Фонд таких скважин на
месторождении может составлять до 30 –
35 % от общего объема пробуренных и более.
Закачка жидкости в скважины «в слепую»
зачастую может оказаться не только неэффективной,
а давать отрицательные результаты. С
целью избежать неэффективного использования
нагнетательного фонда, нефтедобывающими
компаниями проводиться ряд мероприятий
составной частью которых являются геофизические
исследования для определения профилей
приемистости скважин [11].
1.12.2 Определение
технического состояния эксплуатационной
колонны
В течение всего периода эксплуатации
скважины спущенная в нее обсадная колонна
подвергается воздействию ряда факторов
приводящих к смятию, образованию желобов
на внутренней стенке колонны, коррозии
или износу колонны. Это, как правило, приводит
возникновению сквозных отверстий в колонне,
через которые в ствол скважины может
поступать флюид из других (неперфорированных)
пластов коллекторов или могут появляться
интервалы межпластовых перетоков, когда
за счет наличия значительных перепадов
пластовых давлений возникает переток
флюида из одного коллектора в другой.