Геофизические исследования действующих скважин

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.