СКАЧАТЬ:  kursovaya.zip [145,94 Kb] (cкачиваний: 151)

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине 

«Промыслово-геофизические методы и приборы»

на тему:

«Задачи, решаемые термометрией в действующих механизированных скважинах, оборудованных ШГН. Геофизические термометры, используемые  при этом »

СОДЕРЖАНИЕ:

 Введение ………………………………………………………………           …………….2

1. Задачи, решаемые при оперативных исследованиях  действующих скважин……...5
2. Исследование механизированных скважин с ШГН………………………………….10
3. Назначение и классификация глубинных термометров……………………………..17
4. Термочувствительные элементы и преобразователи температуры………………...18
5. Скважинный термометр ТЧГ-1………………………………………………………...24
6. Автономный манометр-термометр-влагомер………………………………………...27

Заключение………………………………………………………………………................28

Список литературы…………………………………………………………….…………..29

Приложение………………………………………………………………………………...30

Введение

Измерениями температуры в скважинах начали заниматься намного раньше, чем измерениями давления. Начало скважинных температурных измерений относится ко второй половине XIX века. Однако до начала интенсивного развития нефтяной и газовой промышленности измерения температуры проводились в основном с целью изучения геологических раз­резов скважин, геологического строения и гидрогеологической характеристи­ки региона.

Для изучения геологического строения разрезов и исследуемого perио­на в целом, кроме метода естественного теплового поля (геотермия), исполь­зуется также метод искусственного теплового поля.

Измерения температуры в скважине используются и при бурении, так как данные этих измерений играют большую роль при решении тех или иных технических и технологических задач.

Внедрение новых методов разработки нефтяных месторождений с при­менением заводнения пластов и усовершенствование техники и технологии в нефтедобыче расширили область применения термометрии.

В процессе разработки месторождения исследования тепловых режи­мов скважин всех категорий представляют большой научный и практический интерес. Результаты температурных измерений в скважинах могут ответить на многие вопросы, возникающие при разработке месторождения и решении ряда технических и технологических задач.

Гермограммы, снятые в действующих скважинах, могут быть исполь­зованы для выделения продуктивных интервалов. Как правило, температура потока, который берет начало из нижних горизонтов, больше, чем температура попутных потоков из вышележащих пластов. В стволе скважины, где проис­ходит смещение двух потоков, наблюдается скачок температуры, амплитуда которого зависит от исходных температур смешивающихся потоков и их объемов.

При движении газа к забою скважины вследствие падения давления увеличиваются его объем и скорость, что связано с ростом кинетической энергии. Расширение газа сопровождается потерей тепла, а работа, затра­чиваемая на преодоление сил трения, переходит в теплоту. Таким об­разом, в газоносном пласте происходят сложные термодинамические процес­сы.

Согласно работам, движение сырой нефти и воды в пористой среде представляет собой изоэнтальпийный процесс (дроссельный) и движение их к забою скважины должно сопровождаться увеличением температуры в пласте. Следовательно, при фильтрации газонефтяной смеси в пористой среде, в зависимости от количества содержащегося в смеси газа, температуры и давления в пласте может иметь место либо охлаждение, либо нагревание смеси.

На этих физических явлениях основаны исследования скважины с целью оценки движения жидкости в прискважинной зоне.

Дроссельный эффект в силу перечисленных физических процессов наблюдается при наличии в скважине затрубной циркуляции и прорыве газа или жидкости в ствол скважины через отверстия.

При составлении проекта разработки нефтяных месторождении и анализе состояния разработки пластов наряду с уравнением материального баланса нужно использовать и уравнения теплового баланса, а также вести постоянный контроль за забойными и пластовыми температурами в скважинах.

При разработке месторождений с применением законтурного и внутри контурного заводнений значение контроля температурного режима пластов еще больше возрастает, так как кроме рассмотренных выше факторов на изменение теплового состояния пластов влияет закачка большею количества холодной воды в нефтяную часть пласта. Теоретические и экспериментальные работы, посвященные данному вопросу, наряду с подтверждением данного факта показывают на сложный характер этих процессов как во времени, так и в пространстве.

Известно, что одной из причин вызывающих выпадение парафина в насосно-компрессорных трубах, является снижение температуры в скважине. Основными причинами снижения температуры нефти в скважине являются теплопередача от газонефтяного потока в окружающие горные породы и расход внутренней энергии газожидкостной системы, обусловленный выделением растворенного газа. Из изложенного вытекает, что снижение температуры может вызвать выделение твердой фазы из нефти и изменение ее структуры в пластовых условиях.

Некоторыми авторами показана возможность и необходимость использования методов снятия кривых восстановления температуры и термопрослушивания для определения параметров пластов.

Изучение температурною режима пластов и регулярное измерение температуры в самих скважинах имеют большое значение не только при разработке нефтяных месторождений и эксплуатации технологического оборудо­вания но и при решении других геологических и геофизических задач.

Выше кратко рассмотрены наиболее распространенные вопросы имеющие отношение к температурным измерениям в скважинах. Перечисленные вопросы решаются путем снятия профиля температуры по стволу скважины  измерения температуры в отдельно заданной точке скважины и регистрации кривой изменения ее во времени.

1. Задачи, решаемые при оперативных исследованиях  действующих скважин

В обобщенном виде основная задача, решаемая при термогидродинами­ческих исследованиях в действующих скважинах - это оценка эксплуатацион­ных характеристик пласта. К этой группе задач относятся следующие виды исследований:

а) построение профиля притока и выявление отдающих интервалов в эксплуатационных скважинах;

б) построение профиля приемистости и выявление поглощающих интер­валов в нагнетательных скважинах;

     в)  определение источников обводнения в эксплуатационных скважинах;

г)  определение коэффициента продуктивности в эксплуатационных скважинах;

д)  определение коэффициента приемистости в нагнетательных сква­жинах;

е) определение параметров пласта и скважины методом восстановления давления;

ж) измерение забойных и пластовых давлений для построения карт изо­бар и проницаемости;

з)  оценка фильтрационных характеристик по разрезу пласта и депрессии в пластах;

и) термодинамические исследования скважин.

Термогидродинамические исследования в действующих скважинах ис­пользуются также для решения задач по контролю технологического обору­дования и технического состояния скважин, к которым относятся:

а)  определение целостности обсадной колонны и НКТ;

б)  определение заколонной циркуляции;

в)  контроль за работой клапанов в газлифтных скважинах;

г)  исследование межтрубного пространства механизированных скважин;

д)  исследование режимов потока жидкости в НКТ эксплуатационных скважин.

При решении перечисленных выше задач используются комплексы ме­тодов, различных как по составу используемой аппаратуры, так и по их техни­ческим и метрологическим характеристикам.

Исходя из накопленного отечественного и зарубежного опыта и из ре­зультатов исследований, проведенных самим автором и другими исследова­телями, попытаемся определить состав используемой при решении отдельных задач аппаратуры и оценить ее технические и метрологические характеристи­ки, необходимые для оптимального решения этих задач.

С точки зрения метрологических характеристик используемой аппаратуры наиболее строгими из перечисленных задач являются определение коэффициентов продуктивности и приемистости соответственно в добывающих и нагнетательных скважинах и исследование скважин методом восстановления давления.

Автором работы  показано, что наибольшее влияние на погрешность результатов исследований этими методами оказывают ошибки, связанные с определением объемного расхода жидкости в пластовых  условиях. Если эти ошибки составляют 5-7%, то они будут примерно совпадать с границами погрешности манометров, используемых при этом, от 0,04 до 0,3 %  от предела измерения. Однако с учетом  того, что достижение нижней границы для манометров связано с большими техническими трудностями, требования к их точности можно ограничить диапазоном приведенных погрешностей 0,1 -0,25%.

Для исследования скважин при соотношениях приращения давления к статическому давлению меньше 10% можно рекомендовать применять дифференциальные манометры, погрешность которых с учетом работы при 2/3 шкалы не должна превышать 0,5 -1,0%.

В табл.1 приводятся технические и метрологические характеристики аппаратуры для термогидродинамических исследований, в действующих скважинах, которые, на наш взгляд, являются наиболее оптимальными при решении основных нефтепромысловых задач.

Как видно из таблицы, рекомендуется много разновидностей приборов одного и того же назначения, отличающихся в основном пределами измере­ний. Такая дифференциация аппаратуры, как отмечено выше, создает возможность подобрать для каждого конкретного случая оптимальный прибор по своим характеристикам.

 Рассмотрим ниже вопросы подбора аппаратуры и методов для решения тех или иных нефтепромысловых задач.

1. Для построения профилей притока и выявления отдающих интервалов и их интенсивностей в эксплуатационных (добывающих) скважинах с забойным давлением выше давления насыщения используются скважинные дебитомеры. При этом прибор подбирается в зависимости от условий прохождения его на забой и от значения общего дебита скважины.

         В скважинах, эксплуатируемых в режиме с забойным давлением ниже давления насыщения, для построения профилей притока и выявления отдающих интервалов совместно с расходометрией должна быть использована и барометрия. Это связано с тем, что у нас и зарубежом в нефтяной промышленности получили широкое распространение объемные расходомеры с турбинным измерительным преобразователем. Используемый совместно с объемным расходомером скважинный барометр служит для оценки объема в виде лившегося из нефти газа и, следовательно, для определения объема газожидкостной смеси в точке проведения измерений.

Таблица1

Оптимальные технические и метрологические характеристики

аппаратуры для решения нефтепромысловых задач

термогидродинамическими исследованиями

Следует отметить то, что построенные профили притока после внесения поправок, учитывающих влияние на показание расходомера выделившегося из нефти газа, не могут конкурировать по своей точности с профилями, по­строенными в скважинах, эксплуатируемых при забойном давлении выше давления насыщения, т. к. при определении точного объема  газожидкостной смеси вносятся погрешности от многих факторов, наиболее весомые из которых - это погрешности измерения давления и погрешности определения коэффициента сжимаемости газа в пластовых условиях, что в свою очередь зависит от точности определения фракционного состава попутного газа.

Более достоверные результаты получаются при построении профилей притока в скважинах, эксплуатируемых во всех режимах, в том случае, когда совместно с расходограммой регистрируется термограмма по стволу сква­жины. В этом случае появляется возможность определения объемного коэф­фициента нефти по известным номограммам и учета его по коррек­тировке первичной расходограммы.

2.         Построение профиля приемистости и выявление поглощающих
интервалов в нагнетательных скважинах, и их интенсивности производится
исследованием скважин скважинными расходомерами. При этом могут быть
использованы скважинные расходомеры:

а)         большого диаметра в скважинах с извлеченными НКТ,

б)        малогабаритные (с наружным диаметром 42 мм и ниже) беспакерные
в скважинах с большой производительностью (выше 200 м/сут), оборудованных НКТ,

в)        малогабаритные (с наружным диаметром 42 мм и ниже) пакерные
приборы в скважинах с небольшой производительностью (200-400 м /сут),
оборудованных НКТ.

При подготовке к проведению исследований в нагнетательных сква­жинах, оборудованных НКТ, с помощью расходомеров необходимо особо обратить внимание на условия введения прибора с каротажным кабелем в скважину и тщательно подготовить технологическое оборудование, обеспечивающее спуск прибора на забои без использования режима самоизлива.

Учитывая вышеизложенные обстоятельства и производительность скважины, производится подбор скважинного прибора как по наружному диаметру (28, 32, 36, 42 мм), так и по верхнему и нижнему пределам изме­рения.

3.         Определение источников обводнения в эксплуатационных скважинах
производится путем исследования их с помощью основного комплекса,
состоящего из расходомера и влагомера.

В зависимости от забойных условий, описанных выше, при исследова­ниях, проводимых с целью определения источников обводнения, могут быть привлечены еще дополнительные методы: манометрия и термометрия.

4. Определение коэффициентов продуктивности и приемистости соот­ветственно в эксплуатационных и нагнетательных скважинах проводится по известным технологиям и методикам.

При проведении этих исследований необходимо строго относиться к подбору измерительной аппаратуры по пределам измерения и другим техническим и метрологическим характеристикам.

5 Исследование скважин методом восстановления давления по тради­ционной технологии и методике проводятся также согласно.

Необходимо отметить, что при снятии кривых восстановления давления желательно регистрировать и кривые изменения температуры в скважине. Наличие такой кривой позволяет не только вносить температурные поправки в измеренные значения давлений, но и увереннее интерпретировать резуль­таты измерений.

6. Исследование совместно эксплуатируемых пластов проводится по технологии и методикам. Основным инструментом для проведения таких исследований является комплексный скважинный прибор, позволяющий совместно измерять и регистрировать в интервалах перфорации скважины расход потока жидкости и давление.

Исследования совместно эксплуатируемых пластов в своей основе представляют собой усовершенствованные варианты классических методов исследования скважин в неустановившихся режимах эксплуатации.

Суть способа исследования заключается в том, что строится кривая восстановления давления в скважине после ее закрытия и, измеряя пооче­редно над каждым пластом расход жидкости по стволу, одновременно строятся кривые падения дебита из каждого пласта в отдельности. Обрабатывая совместно эти кривые по известным методикам, определяют гидроди­намические параметры пластов.

Исходя из вышеизложенных заключений, необходимо отметить, что скважинный прибор для исследования совместно эксплуатируемых пластов должен иметь в своем составе также и высокочувствительный термометр.

7. 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 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.

8. При измерениях забойных и пластовых давлений, измерениях темпе­ратуры для построения карт используются, в основном однопараметровые приборы.

9          Гидропрослушивание является одним из эффективных методов изучения строения нефтяных залежей. В качестве инструмента для регистрации сигнала в наблюдательной скважине при проведении гидропрослушивания по классической технологии и методике используются скважинные манометры, особенно дифференциальные манометры.

При проведении исследований методом гидропрослушивания в много­пластовых объектах успешно привлекаются также и скважинные расходомеры.

10. При проведении исследований методом термопрослушивания используются высокочувствительные термометры.

11. С помощью аппаратуры для термогидродинамических исследова­ний успешно решается много задач по контролю технического состояния техно­логического оборудования и самой скважины.

В основном все эти измерения представляют собою простые операции и не требуют сложных методических приемов как при производстве самих измерений, так и при обработке полученных материалов.

2. Исследование механизированных скважин с ШГН

К настоящему времени накоплен большой опыт исследования скважин с ШГН путем спуска малогабаритных приборов на забой через межтрубное пространство (между обсадной колонной и НКТ). Изучение патентной и научно-технической литературы и ознакомление с имевшимся на промыслах опытом показывает, что по состоянию развития измерительной техники и смежных с ней областей этот способ исследования скважин с ШГН является наиболее приемлемым.

За рубежом исследование скважин через межтрубное пространство практически не используется. Там большое распространение получил способ исследования механизированных скважин (с ШГН и ЭПН) по следующей технологии.

Из скважины, предназначенной под исследование, поднимают насосное оборудование и спускают вместо него специальное компрессорное оборудова­ние, вызывают искусственное фонтанирование скважины и при этом на различных режимах фонтанирования проводят исследование приборами, предназначенными для исследования фонтанных скважин. Недостатками данного метода перед способом исследования через межтрубное пространст­во являются, с одной стороны, высокие затраты на производство этих работ и, с другой - несоответствие режима работы скважины и пластов при проведении  исследований реальному режиму их эксплуатации.

Для производства исследований через межтрубное пространство устье скважины оборудуется специальной эксцентрической планшайбой с отверсти­ем для пропуска скважинного прибора. Она обеспечивает прижатие НКТ к одной стороне колонны обсадных труб. Благодаря этому межтрубное про­странство имеет серповидное сечение и увеличивается зазор между НКТ и обсадной колонной. Как видно из табл. 2 теоретически минимальный зазор между НКТ (по муфтам) и обсадной колонной равняется 49 мм. Однако много­летний опыт показывает, что при исследовании скважин с ШГН лучшую прохо­димость на забой имеют приборы с наружным диаметром 25-32 мм.

Исследование скважин через межтрубное пространство получило наи­большее распространение на нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана. Опыт нефтяников Башкортостана и Татарстана показывает, что при исследовании скважин через межтрубное пространство имеет место большое количество неблагоприятных исходов. Например, по данным НГДУ «Туймазынефть» из 140 скважино-исследований в месяц с помощью приборов с местной регистрацией в среднем 25-30 исследований и из 90 скважино-исследований с помощью дистанционных 15-16 исследований имеет неблагоприятный исход, связанный с осложнениями в процессе спуска и подъема прибора через межтрубное пространство.

Исследование скважин путем спуска приборов через межтрубное пространство, как видно из приведенных сведений, имеет очень низкие технико-экономические показатели и, следовательно, требуется дальнейшее совершенствование техники и технологии проведения этой операции.

С целью изучения узких мест в технике и технологии исследования скважин, оборудованных ШГН, через межтрубное пространство, была разработана специальная карта опроса, с помощью которой были собраны сведения со всех ЦНИПР НГДУ ОАО «Татнефть». Карта предусматривала наряду с изучением общего состояния вопроса исследования на отдельных промыслах выявление основных осложнений при исследованиях через межтрубное пространство и их причин и содержала следующие сведения: основные характеристики скважин (диаметр насосно-компрессорных труб, глубина подвески труб, данные наклона скважин), характеристика специального оборудования для исследования скважины (наличие отклонителей и его тип, конструкция планшайбы), основные данные скважинного прибора (назначе­ние и тип, диаметр и длина и т. п.), вид осложнения, на какой глубине и при каких обстоятельствах произошло осложнение.

Согласно собранному материалу по шести НГДУ ОАО «Татнефть» за определенный период состояние исследования скважин, оборудованных ШГН, через межтрубное пространство таково: всего сделано с целью исследования насосных скважин 652 выезда и из них успешных исследований 355. Данные по отдельным НГДУ приведены в табл. 2.

Таблица 2

Данные по исследованиям скважин с ШГН

Предварительная обработка собранного материала показала, что надле­жащий учет причин осложнений при исследовании скважин ведется только в НГДУ “Бавлынефть”. Здесь имеется весь необходимый материал по каждой исследованной скважине, а при неблагоприятных исходах отмечены все об­стоятельства, которые характеризуют данное осложнение. Исходя из этого, для окончательной обработки были приняты только данные НГДУ «Бавлынефть».

Сравнительно небольшой объем имеющегося материала, безусловно, не дает оснований претендовать на бесспорную объективность проведенной оценки способа исследования скважины через межтрубное пространство. Однако она отражает близкую к истине картину по данному вопросу.

В табл.3 приведены данные обработки материала. Причем из 476 скважин, на которых была сделана попытка проводить исследование через межтрубье, 99 скважин исключены из рассмотрения, т. к. исследования в них не производились из-за неподготовленности самой скважины и из-за неполадок, связанных с устьевым оборудованием. В 292 скважинах из рас­смотренных 372 проведены исследования с успешным исходом, т. е. в них не произошло осложнений при спускоподъемных операциях. Здесь за успеш­ный исход приняты и те исследования, где не получен соответствующий материал по причине отказа скважинного прибора. В табл.3 наблюдавшиеся осложнения отнесены к диапазонам глубин, в пределах которых они произошли.

Исходя из данных табл.3 определены частоты удачного достижения определенной глубины при движении прибора соответственно вниз и вверх, т.е.

где N — число скважин, где произведена попытка проведения исследования;

m - число осложнений на i-том диапазоне глубин при движении прибора до достижения рассматриваемого к- того  диапазона.

В табл.3 приведены полученные по приведенной формуле резуль­таты. По данным табл.3 построены кривые изменения частоты достижения глубин Н (см, рис.1) соответственно при движении прибора в скважину (вниз) и из скважины (вверх).

Рис.1 Кривая частоты достижения определенной глубины при исследовании скважины через межтрубное пространство

Как видно из рисунка, преобладающее боль­шинство осложнений происходит на небольших глубинах от устья скважины. Интересно то, что при движении прибора в скважину с ростом глубины час­тота осложнений падает по экспоненте (кривая 1), а при извлечении из сква­жин практически до устья прибор идет без осложнений (кривая 2), у устья частота осложнений резко возрастает.

К вопросу оценки осложнений при исследовании скважин через меж­трубное пространство, видимо нужно подходить с двух сторон. С одной сторо­ны нужно оценить саму возможность исследования скважин, а с другой — возможность сохранения работоспособного состояния техники для иссле­дования, т. е. извлечения прибора из скважины. Если подойти к данному вопросу с первой точки зрения, то из полученных результатов можно сделать однозначное заключение о том, что при существующем состоянии техники и технологии спуска скважинных приборов к забою невозможно охватить исследованием весь фонд скважин, оборудованных ШГН. Если учесть то, что при исследовании скважин используется уникальная и дорогостоящая аппаратура, немаловажную роль приобретает вопрос сохранения приборов в исправном состоянии. В этом отношении наиболее опасны осложнения, возникающие при подъеме прибора из скважины.

Учитывая вышесказанные соображения, необходимо было более подробно разобраться в характере и причинах возникновения осложнений при извлечении прибора из скважины. Как видно из рисунка, они практически всегда возникают у устья скважины. Наиболее характерный вид этих ос­ложнений согласно собранно о материала - это образование одного или нескольких витков кабеля или скребковой проволоки вокруг насосно-компрессорных труб. Видимо, прибор при спуске в скважину из-за наличия кривизны, проявления гравитационных эффектов и других факторов движется по спирали относительно насосно-компрессорных груб, а при извлечении образовавшиеся витки затягиваются и собираются вблизи устья.

Таблица 3

Статистика осложнений и успешных подъемов приборов из скважин

Таким образом, обработка промысловой информации по исследованию скважин, оборудованных установками ШГН (в ОАО «Татнефть»), показывают, что наиболее характерным видом осложнений является затягивание витков каротажного кабеля или скребковой проволоки, образовавшихся при извле­чении прибора вблизи устья скважины.

Ликвидация затянутых витков кабеля (проволоки) и извлечение прибора в настоящее время осуществляется, как правило, бригадами подземного ре­монта скважин путем подъема насосно-компрессорных труб. На промыслах Башкортостана и Татарстана накоплен опыт по устранению отмеченных осложнений без привлечения бригад ПРС. При этом используются различные приспособления для поворота эксцентрической планшайбы вокруг оси скважины и для подъема колонной головки. Однако все эти способы извлечения приборов из скважин с одной стороны не всегда дают положительный результат и с другой - не могут быть оправданы с точки зрения техники безопасности.

Для повышения технико-экономических показателей процессов иссле­дования скважин через межтрубное пространство требуется коренной пере­смотр техники и технологии производства этой операции в масштабе всей отрасли.  Разработано много технических предложений для повышения надежности оперативных исследований скважин с ШГН путем спуска прибора на забой через межтрубное пространство, а также для освобождения скважинного прибора от нахлеста его скребковой проволоки в межтрубном пространстве.

Наиболее эффективным мероприятием в этом направлении является массовое внедрение специальной конструкции устья скважины, оборудован­ной ШГН, обеспечивающей условия открытого доступа в затрубное простран­ство и свободного поворота планшайбы вокруг насосно-компрессорных труб. Разработка устройства не представляет принципиальных конструктивных трудностей. Такой подход к решению данного вопроса, нам кажется является наиболее приемлемым и экономически оправданным.

Интересным, на наш взгляд, техническим решением но повышению надежности проведения исследований скважин с ШГН через межтрубное пространство является аппаратурно-технологический комплекс, содержащий скважинный прибор специальной конструкции и технологическое обору­дование для проведения исследований с eго помощью.

Отличительной особенностью скважинного прибора является то, что пакер и привод пакера с редуктором выполнены в поперечном сечении в виде эллипса или ромба с закругленными вершинами, а электрические преоб­разователи измерительных сигналов размещены в нескольких герметичных корпусах круглого сечения, расположенных параллельно друг к другу и вписанных в контур эллипса или ромба.

Такая конструктивная особенность прибора позволяет повысить его эксплуатационную надежность за счет усиления прочности отдельных деталей. Проведенные на скважинах опытные работы показали, что проходимость прибора такой конструкции через межтрубное пространство даже лучше, чем у приборов круглого сечения.

Технологическое оборудование в отличие от существующих содержит эксцентричную планшайбу с отверстием для ввода прибора в межтрубное пространство.

Необходимо отметить также и то, что исследование скважин с ШГН должно быть проведено только в экономически оправданных случаях и в тех скважинах, где возможны беспрепятственные спуск и подъем шаблона через межтрубное пространство.

При исследовании скважин с ШГН используются только пакерные при-боры и все искажающие факторы, рассмотренные выше, имеют место при этом в той или иной степени.

Очень интересным технологическим решением при оперативных иссле­дованиях скважин с ШГН является следующее.

Перед спуском скважинного прибора в скважину через межтрубное пространство проталкивают гибкую особо прочную технологическую трубку, выполненную из пластического материала, сохраняющую круглую фор­му поперечного сечения при изгибах и имеющую внутренний диаметр, доста­точный для прохождения прибора. Эту трубку спускают до уровня нижнею среза НКТ.

Физическое моделирование различных ситуаций взаиморасположения НКТ и обсадной колонны с разнообразной конфигурацией отклонений отно­сительно строго вертикальной оси, проходящей через геометрическую точку начала разбуривания скважины, показывает, что:

а)         искусственное отклонение НКТ относительно геометрической оси
обсадной колонны (с помощью эксцентрической планшайбы) не обеспечивает
серповидную форму сечения межтрубного пространство на всем протяжении
колонны НКТ;

б)        в случаях спиралевидной формы ствола обсаженной скважины соз­дается винтообразное расположение серповидного канала в межтрубном
пространстве относительно геометрической оси самого ствола.

Из этого вытекает, что наиболее приемлемым техническим решением при исследовании скважин с ШГН является исследование скважин малогаба­ритным скважинным прибором такого же диаметра, что и у самого каротажно­го кабеля, например, прибором диаметра 12 мм, спускаемого на забой через межтрубное пространство на трехжильном бронированном кабеле наружным диаметром 12 мм. Сегодняшнее состояние элементной базы микроэлектрони­ки и датчиков первичных преобразователей принципиально позволяет воз­можность создания таких скважинных приборов. При этом нет необходимос­ти замены обычной планшайбы скважины на эксцентрическую планшайбу. Отверстие для ввода скважинного прибора в межтрубное пространство выполняется в данном случае в теле планшайбы обычной (стандартной) конструкции.

До настоящего времени разработаны и внедрены в массовом масштабе техника и технология исследования скважин с ШГН только при отсутствии давления в межтрубном пространстве. Исследование скважин с давлением в межтрубном пространстве является сложной и пока окончательно не решен­ной задачей. Она усугубляется еще и тем, что вероятность  успешного проведе­ния исследований скважин с ШГН по существующей технологии, как мы убедились выше, очень низка.

3. Назначение и классификация глубинных термометров

Температура в скважине, температура пласта, температура нефти в пластовых условиях являются параметрами, определя­ющими состояние разработки нефтяных месторождений и техно­логии эксплуатации нефтяных скважин. Температура влияет на вязкость нефти, на выделение парафина, на фазовое состояние нефти, на условия притока нефти к забою и подъема ее по лиф­товым трубам. Контроль за температурой на забое скважин также необходим при обработке призабойной зоны (солянокислотная, термокислотная, искусственный разогрев пласта) с целью увели­чения добычи  нефти.

Диаграмма изменения температуры по вертикали продуктив­ного горизонта позволяет судить о местах притока нефти, и следовательно, о положении дренажных каналов. Изменение тем­пературы по стволу скважины может свидетельствовать о наруше­ниях обсадной колонны и о месте притока в скважину посто­ронней   жидкости.

Таким образом, температура на забое и на различных глуби­нах скважины является параметром, который позволяет судить о ходе технологического процесса добычи нефти, о состоянии сква­жины и пласта. Поэтому в процессе разработки нефтяного место­рождения необходим систематический контроль температуры. Для измерения температуры в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных, глубиннонасосных и пьезометриче­ских скважинах применяют глубинные термометры.

Температура на забое зависит от глубины скважины и неодинакова для различных географических районов. На нефтяных про­мыслах Татарии, Башкирии и Куйбышева температура на глубине 1900—2000 м не превышает 40° С. В отдельных районах Азербайд­жана, Грозненской области и Краснодарского края на глубине 3000—4000 м она составляет 150—170° С,  а  в  некоторых местах и 900° С. Таким образом, дл£ различных районов и различных технологических целей необходимы глубинные термометры с верхним пределом измерения 60,  100, 150; 200 и 250   С.

Для выполнения задач исследования, контроля и управления разработкой нефтяных месторождений глубинные термометры должны отвечать определенным требованиям в отношении тепло­вой инерции, точности, чувствительности и пределов измерения.

Тепловая инерция влияет на точность измерения при иссле­дованиях нестационарного температурного поля. С этими усло­виями приходится встречаться при измерении изменений темпера­туры и по стволу скважины и в заданных интервалах. При боль­шой тепловой инерции в этих случаях придется останавливать и выдерживать определенное время прибор на каждой ступени интервала. Формула, связывающая тепловую инерцию прибора с допустимой скоростью спуска глубинного тер­мометра, геотермическим градиентом и заданной погрешностью измерения:

,

где  — тепловая инерция, определяемая временем установле­ния показаний;

w - скорость спуска термометра;

Г — геотерми­ческий   градиент,

 — заданное  значение  погрешности.

Глубинные термометры можно разделить на две группы: с местной регистрацией и дистанционные. Существующие в Со­ветском Союзе и за рубежом термометры с местной регистрацией по принципу действия делятся на манометрические, поршневые, биметаллические, дилатометрические. Дистанционные глубинные термометры представляют собой электрические термометры сопро­тивления с металлическим или полупроводниковым резистором.

При создании глубинных термометров следует учитывать спе­цифические условия, в которых эти приборы эксплуатируются: ограниченный наружный диаметр (не превышающий 35—40 мм), высокое давление, значительные глубины. Вследствие того, что прибор должен работать в окружении измеряемой среды, регистри­рующий механизм необходимо изолировать в герметичную камеру, чтобы он удовлетворительно работал при высокой температуре.

4. Термочувствительные элементы и преобразователи температуры

Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга как по принципу действия (т.е. чувствительным элементом и первичным преобразовате­лем), так и по конструктивному и схемному исполнению.

Наибольшее распространение получили следующие виды скважинных термометров: термометры сопротивления на трехжильном кабеле; термометры сопротивления на одножильное кабеле; частотные термометры с первичным преобразователем на LС-генераторах; частотные термометры с первичным пре­образователем на RC-генераторах; дифференциальные термометры.

Наибольший интерес по своим измерительным возможно­стям представляют термометры сопротивления на трехжильном кабеле.  В качестве чувствительного    элемента в них используются  обычно  медные термосопротивления,  которые  включены в мост постоянного тока.

Известно, что термометры сопротивления с термочувстви­тельным элементом из платины и меди имеют высокую стабильность величины сопротивления во времени и характери­стику,  близкую к  линейной.

При высокой чувствительности  и  хорошей  точности термометры сопротивления  на трехжильном кабеле не имеют пока по своим  метрологическим  показателям  конкурентов. Однако применение их для измерения температуры в действующих фонтанных и нагнетательных скважинах ограничено из за  недостатков, в частности, невозможности    спуска приборов в скважины с относительно большим буферным давлением
в связи с большим диаметром  кабеля (например,  наружный диаметр бронированного    трехжильного кабеля    КТБ-6 равен 12 мм).                                                                                                                                                                                        _м

В отличие от термометров сопротивления на трехжильном кабеле в термометрах на одножильном бронированном кабеле в скважину опускают лишь один чувствительный элемент измерительной схемы, так как в качестве канала связи между скважинным датчиком и вторичной аппаратурой в них используется этот же кабель. Обозначим сопротивления чувствительного элемента Rt, жилы кабеля R_k , брони, используемой в качестве обратного витка, R_б и изоляции кабеля R_из. Значение результирующей этих величин независимо от используемой из­мерительной  схемы  будет

.

Итак, на показания термометров сопротивления на одножильном  кабеле оказывают  влияние следующие факторы:

- изменение сопротивления центральной жилы кабеля в результате изменения его   температуры;

- изменение сопротивления брони при размотке и смотке кабеля на   барабан  лебедки;

- изменение сопротивления изоляции кабеля, что равноценно включению или                  отключению некоторого дополнительного соп­ротивления   параллельно  скважинному   датчику.

Кроме перечисленных факторов на показания термометров на одножильном кабеле оказывают влияние естественные по­тенциалы, возникающие на броне кабеля. Предположим, что броня кабеля при большой глубине заземляется в двух точках, одна из которых находится на верхней части брони кабеля, а другая — на нижней. В результате в цепь вводится некоторая естественная разность потенциалов, являющаяся результатом э. д. с, возникающей на контакте брони с окружающей средой. Точность термометров сопротивления на одножильном кабеле не превышает 2°C, что не может удовлетворять требованиям современных исследований   скважин.

В тех случаях, когда необходимо снимать температурные кривые в скважинах с большой детальностью, используют диф­ференциальные термометры. Благодаря большой чувствитель­ности эта измерительная аппаратура позволяет успешно решать многие   промысловые   задачи.

Измерительная схема дифференциальных термометров, по­лучивших в настоящее время распространение, несмотря на их инструктивные различия, представляет собой схему моста постоянного или переменного тока. Принципиально возможно применение двух вариантов мостовой схемы: симметричный и несимметричный. В симметричной схеме все четыре плеча термо­чувствительны, причем плечи моста включены таким образом, что по параллельным цепям моста протекают равные токи. В симметричной схеме термочувствительны лишь два смежных плеча, и при изменении сопротивления термочувствительных плеч происходит    перераспределение    токов    в  параллельных цепях. По своему назначению и конструктивному исполнению дифференциальные термометры имеют две различные модификации: градиент-термометры, предназначенные для измерения разности температур в двух близлежащих точках; аномалий-термометры, предназначенные для измерения отклонения температуры от некоторого  среднего   значения.

Характерной особенностью градиент-термометра является то, что идентичные во всех отношениях термочувствительные пле­чи моста помещаются на некотором определенном расстоянии друг от друга. Особенность же аномалий-термометра — большая разница в тепловой инерционности датчиков (термочувствитель­ных элементов). Если градиент-термометр отмечает разность температур между термочувствительными элементами, то аномалий-термометр — отклонения температур от среднего значе­ния (т е. аномалии температуры), так как датчик с большой тепловой инерцией не успевает воспринять местное (аномаль­ное) изменение   температуры.

В настоящее время возрос интерес к дифференциальным методам измерения температуры в скважинах, так как по срав­нению с обычными термометрами дифференциальные из-за вы­сокой чувствительности имеют дополнительные методические возможности, позволяющие успешно решать многие нефтепро­мысловые задачи. Однако нельзя не учитывать и методические погрешности, пренебрежение которыми может привести к оши­бочной интерпретации результата исследования. Методическая погрешность дифференциальных термометров заключается в том, что их показания зависят не только от разности температур между термочувствительными элементами, но и от абсолютного значения температуры одного из плеч, и может достигать величин, соразмерных с величиной основной полезной информации. Кроме того, аномалий-термо­метры имеют еще одну методическую погрешность, обусловлен­ную тем, что температура инерционного плеча в момент изме­рения зависит от скорости движения прибора и теплофизических свойств жидкости в скважине, количественная оценка кото­рых   очень  трудоемка  и  приближенна.

Среди термометров на одножильном кабеле наибольшее распространение получили частотные термометры на LC-генераторах с конденсатором с повышенным температурным коэф­фициентом (ТКЕ) в колебательном контуре. Интерес к этим термометрам объясняется тем, что, во-первых, у них в отличие от термометров сопротивления (без частотных преоб­разователей) практически отсутствует влияние канала связи на результаты измерений и, во-вторых, по сравнению с частотными термометрами на RС-генераторах они имеют повышенную   чувствительность.

Эти термометры в преобладающем большинстве построены по следующей структурной схеме: в скважинном приборе размещаются измерительный и опорный LC-генераторы, смеситель, усилитель низкой частоты; во вторичном приборе — блок питания скважинного прибора, нагрузка для выделения частотного сигнала, поступающего из скважинного прибора,  и усилитель-формирователь измерительного сигнала. В колебательный контур измерительного генератора включен термочувствительный конденсатор. Сигнал измерительного генератора f₁ в смесителе смешивается с сигналом опорного генератора f₂, где выделяет­ся разностная частота  f=f₁ — f₂. Введение второго генератора обусловлено возможностью передачи по кабелю более низкой частоты и снижением погрешности измерения за счет взаимо­компенсации температурных изменений величин элементов, на­ходящихся в контурах обоих генераторов. Сигнал разностной частоты, снимаемый со смесителя, усиливается усилителем низкой частоты до необходимой величины и через одножильный кабель поступает на вход вторичного   прибора.

Таким образом, измерительная информация в этих термо­метрах в принципе формируется полностью в скважинном при­боре. Однако они проводят сложную по своей структуре систе­му измерений. Выходной измерительный сигнал является функ­цией многих факторов, влияющих на работу как измерительного, так и опорного генератора. Особенностью приборов является и то, что все элементы генератора находятся в защитном кор­пусе скважинного прибора, а термочувствительный датчик вынесен отдельно и размещен в тонкой медной трубке. Это зна­чит, что элементы генераторов и термочувствительный датчик имеют   различную   тепловую   инерционность.

Для выявления степени влияния основных факторов на вы­ходной параметр прибора проведена их экспериментальная оценка. В специально оборудованном термостате снима­лись температурные характеристики каждого генератора в от­дельности. При этом в измерительном генераторе термочувстви­тельный конденсатор был заменен конденсатором постоянной емкости, равной емкости опорного генератора. Для измерения использовался цифровой   частотомер   Ф-552.

Результаты эксперимента показывают, что частоты генера­торов меняются при изменении температуры в больших пределах. Приращения их различны, что объясняется температурны­ми изменениями контуров и других элементов генераторов, Графически изменения частоты генератора в зависимости от температуры (а) и градуировочная кривая прибора (б) приве­дены  на   рис. 2.

По полученным   результатам можно отметить  следующее:

- температурные изменения частоты генераторов в отдельности соразмерны  с основной  характеристикой  прибора;

- чем больше отличаются приращения частот отдельных генераторов от температуры, тем большей становится  погрешность измерения.

Рис. 2. Выходные характеристики высокочастотных генераторов:

а — показания измерительного  (кривая  1)  и опорного   (кривая 2)   генераторов,

 б –градуировочная кривая

Для уменьшения погрешности  необходимо,  чтобы  температурные изменения  частоты опорного и измерительного генераторов были одинаковы. Для этого нужно выбрать элементы колебательных контуров и сами транзисторы генераторов идентичными  не только по номинальным значениям их характерис­тик, но и по температурным коэффициентам. Если допустить, что тепловые инерционности датчика и корпуса, где находятся генераторы, одинаковы, то разность приращений частот отдель­ных генераторов будет составлять небольшую долю измеритель­ного сигнала и не внесет большую погрешность в результаты измерений. Однако в действительности из-за различия этих инерционностей наблюдается изменение частоты во времени, что объясняется прогреванием электрической схемы прибора. Для количественной оценки этого явления был собран факти­ческий материал по показанию прибора при четырех значениях температуры (для каждого значения температуры снято до 50 показаний с интервалом через три минуты).

Среднее квадратичное отклонение частоты при этом составляет: при  15°С—2,41, 30° С—1,49, 45° С—1,73 и 60° С—3,10 Гц. Исходя из этого, можно сделать следующие выводы. Основным источником   погрешности   скважинного  частотного  термометра является различие приращений частоты опорного и измерительного генераторов  из-за  неидентичности  элементов. Учесть погрешность можно непосредственно при  проведении самих измерений, т. е. точные  измерения  необходимо проводить длительных  выдержках   прибора  в  отдельных   интересующих нас точках, а градуировку прибора — в режиме  полного его прогрева. Качественную кривую температурного профиля можно получить при относительно быстром  перемещении прибора. При этом схема прибора  (электронный блок)  не нагреется до истинного значения температуры, что внесет некоторую погрешность  в результаты измерения. Величину этого отклонения мож­но определить по величине приращения частоты до полного прогрева прибора, т. е. до стабильного значения выходной частоты.

Термометры на LC-генераторах с конденсаторным термо­чувствительным элементом могут иметь достаточно высокие метрологические  характеристики.

Термометр, изготовленный по доступной для любого завода технологии, при диапазоне измерения от 0 до 100° С и коэффи­циенте преобразования  200 Гц/°С и чувствительности не ме­нее 0,01° С может иметь основную приведенную погрешность, не превышающую 0,5%. Это достигается в основном намоткой катушек индуктивности на специальный керамический каркас при постоянном подогреве его и провода до 120° С и использо­ванием в контуре опорного генератора комбинированной емкос­ти из двух конденсаторов, имеющих различные температурные коэффициенты. Их номинальные значения подбираются так, чтобы  общий  ТКЕ   был   близок  к  нулю.

Результаты испытания катушек индуктивности и комбини­рованной емкости показывают, что температурные коэффици­енты индуктивности и емкости соответственно не превышают 4*10⁵   и   5*10⁶ 1/°С.

Приводятся результаты испытания опорного и измерительного генераторов по определению изменения их основной частоты от температуры при включении в их контуры комбинированных конденсаторов. Там же даны зависимости разностной частоты от температуры, когда вся электрическая схема, заключенная в дополнительный металлический экран, помещалась в термостат, а термочувствительный конденсатор-датчик, включенный в контур измерительного генератора, был внесен   в   камеру  с   постоянной   температурой.

Результаты исследований показали, что изменение выходной частоты при тщательном подборе комбинированной емкости опорного генератора можно довести до 30—50 Гц, что при коэф­фициенте преобразования термометра 220—250 Гц/°С соответ­ствует   0,12—0,2° С.

Исследовательскими и опытно-конструкторскими работами доказано, что имеются реальные возможности повышения мет­рологических возможностей (чувствительности и точности) термометров,  построенных   на  описанном   выше   принципе.

5. Скважинный термометр ТЧГ-1

Термометр ТЧГ-1 предназначен для измерения температуры в действующих нагнетательных и эксплуатационных фонтанных скважинах, оборудованных насосно-компрессорными   трубами диаметром   не   менее   50   мм.

Принцип действия прибора основан на преобразовании измеряемой температуры в частоту электрических колебании с помощью генератора с термочувствительным элементом в колебательном   контуре   (приложение 1).

В  глубинном приборе размещены два высокочастотных  генератора, собранные на транзисторах VI и V4, смеситель на V2  и усилитель низкой частоты на  V5 и V6.

В колебательный контур высокочастотного измеритель генератора включен термочувствительный элемент С7, который представляет собой керамический  конденсатор  с повышенным коэффициентом  температурной емкости КТ-2а. Изменение емкости термочувствительного элемента от температуры изменение  частоты измерительного   генератора.

Для преобразования высокочастотного сигнала в низкочастотный в схеме предусмотрен второй генератор с постоянной частотой.

Сигналы измерительного и опорного генераторов поступают на смеситель, где происходит выделение сигнала разностной частоты. Сигнал разностной частоты, несущий информацию о температуре, усиливается до необходимой величины и через кабель  поступает   на   вторичный   прибор.

Измерительный и опорный генераторы собраны на кремние­вых транзисторах по схеме с общей базой и индуктивной обратной связью. Такая схема имеет следующие достоинства: простоту, надежность, независимость коэффициента обратной связи от частоты, возможность осуществления плавного регулирова­ния коэффициента обратной связи, возможность применения последовательного питания. Основной недостаток таких генера­торов - влияние «паразитной» емкости, возникающей между катушками на более высоких частотах,- устраняется исполь­зованием   секционированных   катушек   индуктивности.

Вторичный прибор состоит из трансформатора, электронного стабилизатора напряжения и низкочастотного фильтра. Он служит для питания скважинного прибора током стабилизирован­ного напряжения и для выделения измерительного частотного сигнала, который подастся на вход блока частотомера станции.

Измерительная схема скважинного прибора (рис.3) смон­тирована на текстолитовой плате 2. Термочувствительный эле­мент 9, размещенный в защитной оболочке 8 из меди, имеет электрическую связь со схемой через контактный разъем 4, 5. Схема экранирована с помощью трубки 3 и для защиты от давления размещена в герметичной камере, состоящей из трубы 6, муфты 7  и  кабельной головки.

Термочувствительный элемент защищен от механических воздействий фонарем 10, к которому приворачивается наконеч­ник 12 или при необходимости груз 11.

Краткая техническая характеристика прибора

Пределы измерения, ⁰С…………………………………………………………………0-70

Предел основной приведенной погрешности, %...........................................................1,0

Инерционность, с, не более……………………………………………………………..30

Рабочее давление, МПа…………………………………………………………………35

Габаритные размеры скважинного прибора, мм: