Термокоидуктивная расходометрия

25.2.1 Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом.

Применяют для выявления:

- интервалов притоков или приемистости флюидов;

- установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

- для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

25.2.2 Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока.

25.2.2.1 Термокондуктивные расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

- верхний предел измерений дебита осевого потока — не менее 150 м ³/сут;

- допустимая погрешность определения приращения температуры — не более ±0, 2 °С;

- тепловая инерционность датчика — не более 10 с.

25.2.2.2 Комплексируют с другими методами оценки «притока-состава».

25.2.2.3 Измеряемая величина — электрическое сопротивление (температура, частота), единица измерения - Ом (°С, Гц).

25.2.3 Калибровку выполняют согласно эксплуатационной документации на конкретный прибор.

25.2.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации. Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным (выполнение не регламентируется) — измерение в точках.

25.2.4.1 Основное и контрольное измерения выполняют по всему исследуемому интервалу со скоростью не более 200 м/ч. При этом:

- для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты;

- негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже НКТ;

- для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводят в остановленной скважине в процессе и после восстановления давления.

25.2.4.2 В точках измерения ведут в двух вариантах: на нескольких различных глубинах при стабильном режиме работы скважины или регистрируя на фиксированной глубине непрерывную кривую изменения показаний в процессе целенаправленного воздействия на скважину.

Измерения в точках начинают через 5 мин после включения тока питания датчика; количество и местоположение точек не регламентируется.

25.2.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6. Дополнительные критерии:

- воспроизводимость основного и контрольного измерений в зоне отдающих интервалов должна сохраняться по конфигурации и абсолютным значениям приращений в начале и конце записи на одних и тех же глубинах;

- вне интервалов перфорации и при нестабильной работе скважины допускается превышение погрешностей до 2 раз;

- расходограммы могут не повторяться в нестабильно фонтанирующих или поглощающих скважинах, особенно в скважинах с глубинно-насосной эксплуатацией.

25.2.6 Процедуры первичной обработки данных, кроме увязки по глубине, не регламентируются.

25.2.7 Форма представления диаграмм и результатов их обработки не регламентируется.

Гамма-гамма-плотнометрия

25.3.1 Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока «мягкого» гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

25.3.2 Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.

25.3.2.1 Плотномер должен удовлетворять следующим требованиям:

- диапазон измерения плотности — 0, 7-1, 2 г/см³ с погрешностью не более ±0, 01 г/см³;

- обладать пакером для исследования низкодебитных нефтяных скважин.

25.3.2.2 Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке - с другими методами оценки «притока-состава».

25.3.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на моделях скважин, заполненных флюидом с разной плотностью, построением градуировочной зависимости

J_х/J_в = f(s_х, s_в),

где J_x, J_в — показания в флюиде с плотностью s_х и в пресной воде s_в, плотность которой равна 1 г/см³.

25.3.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации.

Скорость каротажа при общих исследованиях 400-600 м/ч, при детальных - 50-100 м/ч.

25.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентированы разделом 6. Дополнительный критерий — расхождения основного и повторного измерений не должны превышать ±3 %.

При неустойчивом режиме работы скважины (пульсирующий, с разделенными структурами многофазного потока) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе скважины.

25.3.6 При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учет естественного гамма-излучения пород проводят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотномера или сборки, включающей плотномер.

25.3.6.1 В случае значительного искажения показаний радиогеохимическими аномалиями результаты измерений плотности используют для качественной интерпретации.

25.3.6.2 Содержание нефти и воды в смеси определяют, исходя из соотношения s_см = s_в к_в + s_н (1 - к_в), где s_см, s_в, s_н — плотность смеси, воды и нефти соответственно, k_в — относительное содержание воды в жидкости.

25.3.6.3 При неизвестной или непостоянной минерализации воды, поступающей из пласта, интерпретацию проводят на качественном уровне.

25.3.7 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется.

⇐ Предыдущая33343536373839404142Следующая ⇒

Поделиться: