ФНГ / РЭНГМ / Дебитометрия и локация муфт
(автор - student, добавлено - 28-01-2013, 12:07)
Дебитометрия и локация муфт
Дебитометрия (Д) - один из самых основных методов изучения экспе- риментальных характеристик пласта. Применяются две модификации Д: механическая и термокондуктивная дебитометрия. Обе модификации входят в полный комплекс исследований действующих скважин. 1. Механическая дебитометрия-расходометрия используется для сле- дующих целей: а) выделение интервалов притока или приемистости в действующих скважинах; б) выявление перетоков между перфорированными пластами после остановки скважины; в) распределение общего (суммарного) дебита (расхода) по отдельным пластам; г) построение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервала 2. Наибольшее распространение получили турбинные расходомеры (объемного типа). 3. Основные требования к механическим дебитометрам-расходомерам: а) коэффициент нелинейности не более 3%; б) динамический диапазон не менее 50; в) порог чувствительности пакерных приборов не более Зм^сут., для беспа- керных - не более 20м 3 /cyт; г) поток в измерительной камере стабильный; д) стабильный коэффициент пакеровки - не менее 0,9 с погрешностью 5%; е) амплитуда полезного сигнала больше уровня помех не менее чем в 5 раз. 140 4. Шаг точечных измерений - 0,2-0,4м. 5. При непрерывной записи точечные замеры производятся между пла- стами (в неперфорированных участках обсадной колонны). 6. Измерения механическими дебитомерами-расходомерами считаются качественными, если выполняются следующие условия: непрерывные записи показаний прибора отвечают требованиям технической инструкции на прибор; в установившемся режиме работы скважины расхождения показаний основных и контрольных замеров, а также точечных измерений в перемычках исследуемыми интервалами не превышает 10%; расхождение суммарных дебитов скважины, определенным по данным дебитометра и измерений на поверхности, не должно превышать 20%; 7. Процесс обработки дебитограмм с целью выделения интервалов притока приемистости) и количественной оценки распределения общего дебита расхода) по отдельным пластам и пропласткам включает: обработку непрерывной диаграммы с целью разметки глубины и нанесения масштаба записи показаний (непрерывные диаграммы количественной интерпретации не подлежат); построение по данным измерений по точка интегральной диаграммы и дифференциальной диаграммы, показывающей величину притока (приеми- стости), приходящую на единицу мощности пласта. Интегральная дебитограмма является основным документом исследования м мин Имп - ”) При построении интегральной дебитограммы точки на графе соединяют прямыми линиями от подошвы к кровле интервала притока (приемистости), причем только те точки, которые имеют положительное (или равные нулю) приращение показаний, относительно предыдущей точки. Из нескольких из- мерений на одной точке за истинные принимают максимальные значения (при лучшей пакеровке). Дифференциальная дебитограмма, характеризующая распределение де- битов по отдельным интервалам притока (приемистости), представляются в виде ступенчатой кривой - гистограмма, получаемой путем перестройки ин- тегральных дебитограмм. 8. при исследованиях скважины на нескольких установившихся режимах строят индикаторные кривые в виде зависимости дебитов (расходов) пластов (в м 3 /сут) от величины забойного давления. 9. 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 см 3 /сут или м 3 /сут. Термокондуктивная дебитометрия (ТД) основана на физическом принципе работы термометров - термокондуктивный анемометр, работающий в режиме постоянного тока, т.е. на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика DT, позволяющая судить о скорости потока, определяются по измерениям приращения либо сопротивления датчика DR(СТД-2), либо частоты Df, когда датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2). 1. Наряду со скоростью потока на показания ТД-ров влияют и другие факторы (теплофизические свойства среды, режим течения, геометрия обте- кания датчика потоком и т.д.), которые не всегда могут быть учтены при интерпритации полученных результатов. 2. К достоинствам ТД относятся: а) сравнительно высокая чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов; б) отсутствие пакера и движущих частей. 3. При контроле разработки нефтяных месторождений ТД служит в основ- ном лишь в качестве индикатора притока. Данные ТД используются для решения следующих задач: а) выделение интервалов притока или приемистости, а также выявление мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих скважин; б) выявление перетоков между перфорированными пластами при исследовании оставленных скважин. 4. ТД-ры должны удовлетворять определенным требованиям: а) допустимая погрешность определения приращения температуры датчика не превышает 0,2°С; б) тепловая инерционность датчика не более 10с.; в) порог чувствительности прибора к осевому потоку не выше 4м 3 /cyт.; г) верхний предел измерений дебета осевого потока не ниже 150м 3 /сут. 5. Запись осуществляется при подъеме прибора со скоростью 100-120м/ч. Термодебитограммы считаются некачественными при наличии следующих недостатков: а) несоответствие общим требованиям, предъявляемым к записям и программе исследований; б) отсутствие числовых показаний в начале и конце записи; в) отклонение блика при проверке стабильности панели и аппаратуры станции превышает 3 мм; г) отсутствие повторяемости основной и контрольной дебитограмм по форме и по количественным значениям приращений; д) невозможность привязки дебитограмм по глубине в соответствии с пока- заниями ГК или локатора муфт с погрешностью не более 1м. Локация муфт и перфорационных интервалов (ЛМ) применяется для определения положения муфтовых соединений колонны, точной привязки по глубине показаний других приборов к положению муфтовых соединений, взаимной привязки показаний нескольких приборов, глубины спуска лифтовых труб, положения забоя, а также для уточнения интервала перфораций в благоприятных условиях. 1. Локаторы муфт используются в качестве приставок в термометрах и приборах для исследования состава и дебита смеси в стволе скважины. 2. Аппаратура, предназначенная для локации муфт и перфорированных интервалов, должна удовлетворять следующим требованиям: а) расстояние от полюсных наконечников до ферромагнитных частей прибора не менее 40мм.; б) переходник между локатором и основным прибором должен быть выполнен из немагнитного материала; 3. В процессе спуска прибора выполняют следующие операции: а) контролируют работу прибора по фиксации муфт лифтовых труб; б) устанавливают нулевую линию не середине шкалы фоторегистратора; в) устанавливают масштаб записи таким образом, чтобы муфтовые соединения колонны отбивались отклонениями блика гальванометра на 5-10см. 4. Запись диаграмм при локации муфт осуществляется при подъеме прибора. 5. Для определения глубины нахождения искусственного забоя произ- водится контрольная запись, включая отбивку забоя и 2-3 муфтовых соеди- нения. Отрыв от забоя отмечается началом колебаний блика гальванометра. 6. При локации интервала перфорации необходимо провести 2-3 записи с одинаковой скоростью (200-3 00м/ч) перемещения прибора. Интервал перфорации может не выделяться совсем или выделятся оши- бочно в следующих случаях: а) кородирование труб (изменение магнитного потока); б) цементная корка и грязь на поверхности труб (изменение магнитного зазора), в) изменение намагниченности обуславливает форму кривой, похожую на форму кривой для интервала перфорации. |
|