СКАЧАТЬ:  gdi-4s.zip [193,09 Kb] (cкачиваний: 41)

ИССЛЕДОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА

1.Интерпретация результатов исследований для оценки экс­плуатационных характеристик пласта включает решение следую­щих вопросов:

а)определение мощности отдающих (поглощающих) интерва­лов пласта;

б)изучение профиля притока (приемистости);

в)определение давления в пластах;

г)выявление интервалов обводнения в перфорированном
пласте.

2.Оценка эксплуатационных характеристик пласта произво­дится лишь при надлежащем техническом состоянии скважины, т. е. необходимо предварительно установить качество герметично­сти обсадной колонны вне интервалов перфорации и цементного кольца в интервалах между перфорированными, а также между перфорированными и ближайшими неперфорированными пластам

Определение мощности отдающих и поглощающих интервалов

Мощности отдающих, (поглощающих) интервалов опреде­ляются по результатам комплексной интерпретации данных иссле­дования притока (приемистости) в скважинах методами механиче­ской и термокондуктивной дебитометрии - расходометрии, а также измерений методом высокочувствительной термометрии в дейст­вующей и затем остановленной на короткое время скважине. В сложных случаях к решению задачи привлекаются результаты исследований, основанных на закачке в пласт меченого вещества. Кроме того, при определении отдающих интервалов в скважинах с застойной водой и в обводненных скважинах используются дан­ные методов исследования состава смеси в стволе скважины. В об­водненных скважинах к интерпретации привлекаются и данные исследования нефтеводонасыщенности пластов методами РК.

Выявленные мощности отдающих (поглощающих) интерва­лов сопоставляются с эффективными мощностями, вскрытыми пер­форацией, и устанавливаются возможные причины их несоответ­ствия между собой.

Эффективные мощности определяются по данным промыслово-геофизических исследований бурящихся скважин с использова­нием предварительно установленных граничных величин промыслово - геофизических параметров, разделяющих породы на типы кол­лекторов и не коллекторов. Граничные величины устанавливаются по результатам сопоставления промыслово-геофизических парамет­ров с данными поинтервальных испытаний скважин.

При интерпретации результатов исследований следует пом­нить, что соответствие между интервалами притока (приемистости) и отдающими (поглощающими) интервалами имеет место при условии совершенного вскрытия пласта и герметичности цементного кольца в интервале перфорации. Эти условия на практике часто не выполняются, следствием чего является несоответствие интервалов притока (приемистости), установленных в скважине методами де­битометрии - расходометрии, истинным отдающим (поглощающим) интервалам. Кроме того, при интерпретации следует учитывать не­совершенство методов и аппаратуры, используемых для выявления интервалов притока (приемистости), неполную пакеровку прибора, ограниченные чувствительность и диапазон измерений, влияние состава движущейся смеси, характер истечения жидкости из пер­форационных отверстий, деформации колонны в интервале перфо­рации на показания приборов и т. д.

Определение отдающих (поглощающих) интервалов осуще­ствляется в два этапа:

а)выявление отдающих (поглощающих) пластов;

б)выявление отдающих (поглощающих) интервалов в преде­лах каждого пласта.

Выявление отдающих (поглощающих)   пластов

Все пласты, против которых фиксируется приток (приеми­стость) по данным дебитометрии - расходометрин, считаются отдаю­щими (поглощающими). Для выявления отдающих (поглощаю­щих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии - расходо­метрин, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенной в действующей и затем остановленной на короткое время скважине. В эксплуатационной скважине для решения этой задачи используются и данные методов исследования состава смеси в стволе скважины. В особо сложных случаях применяется метод меченого вещества.

Нижняя граница притока (приемистости) в скважине уста­навливается по результатам исследований тремя методами: тер­мометрии,   механической   и   термокондуктивной   дебитометрии.

В эксплуатационной скважине нижняя граница притока, уста­новленная по данным механической дебитометрии, как правило, располагается выше истинной, что обусловлено недостаточной по­роговой чувствительностью применяемых приборов (обычно 5— 10 м3/сут). По этой же причине при малом дебите нижнего пласта его работа может не фиксироваться механическими дебитомерами.

Наиболее надежно нижняя граница притока определяется по данным термометрии. При установившемся тепловом режиме пла­ста расчетная величина аномалии ДГ против нижнего отдающего пропластка (положительное приращение температуры за счет дрос­сельного эффекта) равна (0,04-н 0,06) Ар при работе пласта нефтью и ДГ»0,02 Ар при работе пласга водой. При работе пласта нефтью с водой аномалия AT имеет промежуточные величины, если значение измеренной температурной аномалии близко к расчет­ному, пласт считается отдающим. При меньшей аномалии интер­претация становится неопределенной и возможны два случая: дав­ление в пласте оказалось ниже расчетного или приток из пласта прекратился, а естественная (геотермическая) температура против пласта еще не восстановилась. В последнем варианте температур­ная аномалия будет иметь более расплывчатый характер и умень­шаться со временем. Величина температурной аномалии может уменьшаться или даже изменить знак и в случае, когда пласт дли­тельное время обводняется снизу закачиваемыми холодными во­дами (фронт охлаждения прошел через скважину). Кроме того, при интерпретации термограмм следует помнить, что данные тер­мометрии позволяют выделять подошву нижнего отдающего ин­тервала и в том случае, когда при засорении нижних перфорацион­ных отверстий или некачественном вскрытии пласта начало при­тока в скважину будет располагаться выше подошвы (рис. 64). В тех случаях, когда термограмма надежно не интерпретируется, нижняя граница притока определяется по термодебитограмме.

Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувствительности механического дебитомера. В частности, термоде - битомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. (Капли нефти, всплывая в воде, создают на своем пути локальную турбулентность, действующую на термодатчик.) При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине за­полнен осадком, выделение нижней границы притока затруд­нено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, анало­гичной аномалии, соответствующей началу притока флюида в сква­жину.

Рис  1   Выделение подошвы отдающего интервала по данным термометрии при засорении нижних перфорационных отверстии.

Скв   515, Мамонтовское  месторождение   / — подошва  отдающего  пласта,   // — верхняя   гра­ница осадка

Выявление малодебитных пластов, расположенных выше высокодебитных, по данным дебитометрии и методов исследования состава смеси весьма ненадежно. При выделении таких пластов используются термограммы, записанные после остановки сква­жины, при условии, что время работы пласта было достаточным для установления в нем стационарного режима теплового поля. Если интерпретация данных термометрии неоднозначна, для выяв­ления таких пластов используют результаты закачки меченого ве­щества.

В скважине, эксплуатирующей многопластовую залежь од­ним фильтром, часть перфорированных пластов может не отдавать флюид (поглощать) по следующим причинам:

а)коллекторские свойства пласта ухудшенные и градиент дав­ления между скважиной и пластом недостаточен, чтобы вызвать
в нем фильтрацию флюида;

б)прискважинная зона засорена (глинистым раствором, пара­фином, смолами и т.д.) и проницаемость ее недостаточна для
фильтрации флюида;

в) пластовые давления упали ниже предельных, при которых происходит фильтрация для данных забойных давлений.

10. Анализ причин отсутствия притока флюида из пласта реко­мендуется проводить в следующем порядке.

а) на основании корреляционных зависимостей между промыслово-геофизическими параметрами и проницаемостью к_пр коллек­торов дается оценка возможного дебита Q из анализируемого пласта, исходя из прямой пропорциональности между произведе­нием коэффициента проницаемости на мощность и дебитом для од­нотипного флюида:

где h_i, к_прi, h_опi, к_пр.опi — мощность пропластка и его проницае­мость для изучаемого пласта и опорного пласта с известным деби­том Qon и той же депрессией, что и для изучаемого пласта.

На основании такой оценки выявляются пласты, дебиты из ко­торых будут ниже разрешающей способности методов исследова­ния. Если дебит из пласта на два порядка ниже суммарного, такой пласт может быть исключен из эффективной мощности эксплуата­ционного объекта. Затем выявляются пласты, возможный дебит из которых соизмерим с дебитамн из заведомо работающих пластов (т. е. пласты с достаточно высокой потенциальной продуктив­ностью). Расчетные дебиты по пластам сравниваются с фактиче­скими, измеренными дебитомерами (расходомерами).

б)      Для установления причины отсутствия притока флюида
(приемистости) из пластов с достаточно высокой потенциальной
продуктивностью (по расчетному дебиту) производится сопостав­ление разрезов эксплуатационной и ближайших нагнетательных
скважин (рис. 2). На основании такого сопоставления анализи­руется воздействие закачки на исследуемые пласты: наличие или
отсутствие гидродинамической связи между одноименными пла­стами в нагнетательной и эксплуатационной скважинах, их при­емистость и т. д. По результатам такого сопоставления можно сде­лать вывод о вероятной причине отсутствия притока.

в)      Если отсутствие притока нельзя объяснить недостаточным
воздействием закачки и, вследствие этого, снижением пластового
давления, то возможной причиной отсутствия притока может быть
несовершенство вскрытия или засорение фильтра. Для проверки
этого предположения производится анализ предыдущих исследо­ваний эксплуатационной характеристики пластов в скважине и
промысловых данных, в частности изменения дебита во времени.
Особое внимание уделяется записи локатором муфт и перфориро­ванных интервалов, так как одной из причин отсутствия притока
может быть ошибка в перфорации.

Рис 2 Сопоставление профилей приемистости в нагнетательных скв 61 и 522 с профилями притока в эксплуатационных скв 451 и 452 по данным механической дебитометрии.

Выявление отдающих (поглощающих) интервалов

11.    В интервале отдающих (поглощающих) пластов, мощности
которых превышают разрешающую способность методов исследо­вания (более 1—2 м), должны быть выделены неработающие ин­тервалы. Анализируемые пласты подразделяются на три типа:

а)      однородные пласты — пласты, представленные одним клас­сом коллектора по фильтрационным свойствам, не имеющие вну­три непроницаемых или слабопроницаемых перемычек;

б)      слоистые пласты — пласты, разделенные на пропластки не­
проницаемыми или слабопроницаемыми перемычками, но относя­щиеся к одному классу коллектора;

в)      неоднородные пласты — пласты, состоящие из прослоев,
представленных коллекторами разных классов с существенно различающимися фильтрационными свойствами и неразделенных непро­ницаемыми перемычками.

12.    Для однородных пластов занижение мощности отдающих
(поглощающих) интервалов по сравнению с эффективной может
быть связано или с ошибками в установлении грании этих интер­валов, или с несовершенством вскрытия пласта и засорением
фильтра. Для проверки последнего предположения проводится
оценка возможного дебита пласта по методике, описанной в п 10а
При резком занижении фактического дебита по сравнению с рас­
четным вывод о вероятном несовершенстве вскрытия может быть
сделан, но при условии равенства пластовых давлений в изучае­мом и опорном пластах»

Для слоистых пластов интерпретация результатов исследо­ваний выполняется по пропласткам. Каждый пропласток рассмат­ривается как отдельный пласт, если мощность его превышает раз­решающую способность методов исследования. Порядок интерпре­тации тот же, что и при выявлении отдающих (поглощающих) пластов.

Выявление отдающих (поглощающих) интервалов в неодно­родном пласте значительно менее достоверно, чем выявление са­мого работающего пласта. В неоднородных пластах возможны вер­тикальные перетоки флюида из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые за счет градиента давления между ними. Таким образом, низкопроницаемые слои могут работать через вы­сокопроницаемые, тогда как приток из них в скважину (приеми­стость их) может оказаться ниже предела чувствительности деби-томеров. Поэтому давать количественную оценку коэффициента охвата отдельных пластов заводнением [отношение мощности от­дающих (поглощающих) интервалов к эффективной] по данным дебитометрии-расходометрии и термометрии не рекомендуется. От­носительно более достоверной является оценка мощностей отдаю­щих (поглощающих) интервалов и, следовательно, коэффициента охвата заводнением по данным метода меченого вещества, осо­бенно в варианте закачки соленой воды (нейтронный метод мече­ного вещества). В эксплуатационных скважинах выделение отдаю­щих интервалов производится по результатам исследования про­цесса вытеснения меченой жидкости, предварительно закачанной в пласт, пластовым флюидом. Интервалы, по которым установлено вытеснение меченой жидкости, считаются отдающими. Это заме­чание относится также к однородным и к неоднородным пластам, вскрытым не полностью, в которых возможны перетоки флюида между  перфорированными   и   неперфорированными   интервалами.

Термометрия.

 Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте –газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте - водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.      

Особенности термометрии при решении задач

Диагностики

Основным параметром, который измеряется и несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура – это энергетический параметр системы , и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления , промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина-пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Диагностика осуществляется в течение всей “жизни” скважины: при заканчивании, эксплуатации и ремонте. При этом скважины подразделяют по типам (категориям) в соответствии с режимом работы, способом эксплуатации, конструкцией и т.д. С точки зрения методических особенностей решения задач скважины можно классифицировать следующим образом : простаивающие, действующие, осваиваемые.

Диагностика скважин в различные периоды “жизни” (заканчивание, эксплуатация, ремонт) имеет свои особенности. Они сводятся к тому, что решение задачи осуществляется при различных режимах работы скважин и, следовательно, при установившихся, квазистационарных, неустановившихся и переходных температурных полях в скважинах.

Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды “жизни” скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, при освоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором.

Принятая на предприятиях технология освоения связана с применением компрессора. При вызове притока флюида компрессором создаются переменные давления в скважине. Здесь можно выделить режим, связанный с репрессией, а затем , после прорыва воздуха, режим с депрессией на пласт, т.е. сочетание режимов нагнетания и отбора. Для  освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования. Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает в нагнетательных скважинах ив скважинах ЭЦН.

Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем при пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.

Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще  всего,  пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.

Ряд месторождений характеризуется высоким значением давления насыщения нефти газом. Это приводит к тому, что при эксплуатации скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения. В таких условиях в скважине наблюдаются многофазные потоки (нефть, газ, вода). При освоении скважин многофазные потоки могут , очевидно, возникать и при более низких давлениях насыщения, поскольку забойное давление здесь определяется глубиной спуска НКТ и может быть еще ниже.

Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах- это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.

Еще одна особенность, которую надо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить  к искажению регистрируемых  термограмм.

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

Основными эффектами, обуславливающими температурное поле в пласте и в скважине, являются: эффект Джоуля-Томсона, адиабатический, баротермический, смешивания и теплоты разгазирования. Решение практических задач базируется на анализе формы температурной кривой и величины температурной аномалии. Последняя  (аномалия), в свою очередь, выделяется на основе сопоставления зарегистрированной термограммы с геотермической (базовой). Характер изменения формы величины и знака температурной аномалии во времени определяется так же путем сопоставления термограмм, зарегистрированных в различные моменты времени (или при различных режимах работы скважины). 

Исследование скважин   термометрами и обработка результатов

Термометры обычно имеют меньшие дополнительные погреш­ности, чем все рассмотренные выше приборы. Результаты изме­рения температуры в скважине с помощью термометра отража­ют истинное ее значение в момент измерения с погрешностью, не   превышающей   основную   погрешность   прибора.

Температурное поле на месторождении и в скважине, с од­ной стороны, более устойчиво, чем поле давления, но, с другой стороны, подвержено влиянию большего количества факторов. Наибольшую сложность при исследованиях скважин с по­мощью термометров представляет не само измерение получе­ние результатов и их предварительная обработка, а интерпре­тация   этих   результатов.

При интерпретации результатов температурных измерении
необходимо учитывать многие данные, имеющие или имевшие
какое-то отношение к процессам, происходящим в пластах и
скважине. Особенно важной в этом смысле является геотермограмма скважин - кривая начального распределения (естественный профиль) температур. Практически нет ни одной задачи решаемой с помощью температурных измерении, где можно обойтись   без   привлечения   геотермограммы   скважины.

Для правильной интерпретации результатов исследований термометрами необходимо предварительно озна­комиться с материалами геофизических методов исследования скважин, по которым на профиле перфорации можно отметить хорошо- и слабопроницаемые пропластки и глинистые перемыч­ки, а также выявить нефтеносные и водоносные пласты. Перед исследованием должны быть известны общий дебит (или рас­ход) скважины, процентное содержание воды в продукции и фазовое состояние нефти в зоне исследования. Дебит скважины и процентное содержание воды определяются по показанию поверхностных приборов или по анализу проб, отбираемых со скважины, а фазовое состояние нефти в призабойной зоне — по сопоставлению забойного давления и давления насыщения. Эти данные необходимы для правильного подбора прибора и его пакерующего элемента, а также для учета при необходимости дополнительных   погрешностей   измерения

Кроме того, при интерпретации результатов термометрических исследований  важно  иметь следующие  данные: сведенья о расстоянии до фронта закачиваемой по пластам воды или об объемах прошедшей по пласту закачиваемой воды; термограммы по соседним скважинам, имеющим гидродинамическую связь исследуемой; результаты предыдущих температурных исследований, а также расходометрии и манометрии по скважине; интервалы притока воды и количество ее; сведения по ремонт­ным и перфорационным работам по скважине; характеристика оборудования   и   режимы   эксплуатации   скважины.

Остановимся на таких основных вопросах, как получение первичная обработка результатов измерений.

Термометр, предназначенный для исследования скважин, должен быть испытан на герметичность при давлении, превы­шающем на 25% ожидаемое максимальное давление в исследуе­мой скважине; иметь градуировочную (статическую) характе­ристику с результатами нижнего и верхнего пределов измерения и динамическую характеристику (постоянную времени или кри­вую   переходного   процесса).

Чтобы получить с помощью скважинных термометров зна­чения температуры с большой точностью, измерять ее нужно при спуске прибора в скважину. При таком методе измерений сводится к минимуму влияние самого прибора на тепловое поле в скважине и уменьшается ошибка от гистерезиса характерис­тики прибора. Поэтому нужно пользоваться градуировочной характеристикой прибора, снятой при изменении температуры в термостате   в   сторону   ее   увеличения.

. При точечных измерениях температуры время нахождения прибора в данной точке должно быть минимум в три раза боль­ше его постоянной времени, а при измерении в нескольких точ­ках выдержка времени в них должна оставаться постоянной. При снятии непрерывных профилей температуры скорость передвижения скважинного прибора должна быть минимальной и строго постоянной, причем точечные замеры в верхней и ниж­ней точках профиля должны быть сняты как наиболее точные. При точечных измерениях устраняются динамические по­грешности самого прибора и дополнительные погрешности вто­ричных преобразователей и регистратора. Имея такой материал первичной обработке результатов измерений, легко можно внести   корректировку   в   профиль   температуры.

При снятии профилей температуры необходимо строже относиться к привязке его к глубине, чем при измерениях давления, поэтому скважинные термометры  желательно  комплектовать либо приставкой для измерения интенсивности гамма-излучения, либо с локатором муфт. Это обусловлено большой изменчивостью  (наличием больших аномалий)  профиля температуры на глубине и принципиальной трудностью дальнейшей корректировки диаграммы

В скважинах температурный градиент существует не только на глубине, но и по сечению. Поэтому могут возникнуть погрешность температурных измерений за счет изменения положения скважинного прибора относительно геометрической оси колон­ны   скважины.

Для избежание нежелательных последствий скважинные термометры   должны   быть   снабжены   центраторами.

При снятии кривых изменения температуры во времени а отдельных заданных точках скважины нужно по возможности проводить также опорные точечные измерения, причем такие замеры должны быть сняты при установившихся (или близких к   установившимся)   режимах   работы   скважины.

При температурных измерениях в скважине необходимо учитывать следующее обстоятельство. В точках, находящихся выше точки разгазирования нефти, насосно-компрессорные тру. бы заполнены газожидкостной смесью, которая по теплофизическим свойствам (теплопроводности, коэффициенту теплоотда­чи) резко отличается от жидкостей. С учетом этого фактора и должны выбираться время выдержки скважинного прибора в отдельных точках при точечных измерениях « скорость пере­движения его при непрерывных измерениях. Желательно иметь динамические характеристики используемого прибора в воде и в воздухе, а также переходные коэффициенты для соответствую­щих соотношений   фаз   в   газожидкостной   смеси.

При предварительной обработке результатов измерений по всему стволу скважины необходимо учитывать наличие двух зонодной жидкой фазы и газожидкостной смеси с непрерывным из­менением   соотношения   отдельных  фаз по  глубине.

При наличии материалов скважинных измерений, полученных с соблюдением всех требований к измерениям, первичная обра­ботка результатов не представляет больших трудностей. Она может быть осуществлена как графическими, так и аналити­ческими   методами 

КОМПЛЕКСНЫЙ ПРОГРАММНО-УПРАВЛЯЕМЫЙ

СКВАЖИННЫЙ ПРИБОР МОДУЛЬНОГО ТИПА

ГДИ-7С

Назначение

Комплексный программно-управляемый скважинный прибор модульного типа для гидродинамических исследований скважин ГДИ–7С (в дальнейшем – прибор) предназначен для исследования нагнетательных и эксплутационных скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Прибор рассчитан на работу в комплексе с геофизической станцией, укомплектованной компьютеризированным каротажным комплексом «Гектор».

В качестве линии связи с наземным прибором используется бронированный геофизический кабель типа КГ по ТУ16.К64.01-88 длиной до 5 000 м. За один подъем к объекту исследования прибор позволяет одновременно измерять температуру, давление, индикацию притока жидкости, локацию муфт, гамма-каротаж интервал обводнения; и в зависимости от присоединённых дополнительных модулей измеряет расход жидкости заколонные перетоки.

Рабочие условия применения:

Температура окружающей среды – от 5 до 120 °С;

Наибольшее гидростатическое давление – 40 МПа.

Пример записи прибора в документации:                                    

 Комплексный программно-управляемый скважинный прибор модульного типа ГДИ-7С, ТУ 431538-005-00147743-2006, а при его заказе- скважинный прибор ГДИ-7С.

Технические характеристики.

Таблица 1