10.4. Определение гидропроводности пластов по карте изобар.

Как отмечалось выше, линии тока, проведенные на карте изобар характеризуют направление движения жидкости. Если с помощью таких линий выделить какой-либо участок пласта, то характер потока жидкости в нем будет таким же, как если бы на месте этих линий располагались непроницаемые границы (через линии тока, как и через непроницаемые границы, жидкость не перетекает).

С помощью линий тока в пласте можно выделить участки, на которых фильтрационный поток близок к плоскопараллельному или плоскорадиальному. Это дает возможность определять на таких участках гидропроводность пласта с помощью известных формул Дарен и Дюпюи.

Рассмотрим случай, когда пласт ограничен с одной стороны непроницаемой границей (линия выклинивания), а изобары приблизительно имеют форму параллельных линий. Поток жидкости на участке представленном на рис.10.5 (заштрихованная область) приближенно можно рассматривать как плоскопараллельный, т.е. к нему применима формула Дарси:

, (10.7)

где W - общий расход жидкости, проходящей через участок, в пластовых условиях, м³/сут; S - ширина участка, м; L - среднее расстояние между изобарами, ограничивающими выбранный участок, м; k, h,  и  имеют размерности соответственно: мкм², м, мПас и (мкм²м)/(мПас).

Из формулы (10.7) следует, что

, (10.8)

Величины L, S и р можно определить непосредственно по карте. Расход W равен сумме дебитов добывающих скважин, расположенных между линиями тока.

Аналогичным образом с помощью линий тока можно выделять участки пластов, имеющих характер фильтрационного потока, близкий к плоскорадиальному (рис. 10.6). Если в пределах этого участка выделить зону между двумя изобарами, не содержащую внутри себя добывающих скважин (заштрихованная область), то зависимость между расходом жидкости в этой зоне и перепадом давления р на ее границах можно выразить с помощью формулы Дюпюи:

, (10.9)

где W - общий расход жидкости, проходящей через зону, равный суммарному дебиту всех действующих скважин, расположенных между линиями тока, м³/сут (в пластовых условиях);  - средняя гидропроводность пласта в этой зоне, (мкм²м)/(мПас), R₁ и R₂ - соответственно средние значения радиусов внешней и внутренней изобар, ограничивающих выделенную зону.

Поскольку заштрихованная зона представляет собой не полное кольцо, а только его часть, в формуле (10.9) вместо 2 учитывается коэффициент , численно равный углу  (рис. 10.6), выраженному в радианах. Если угол измерен в градусах, то =2/360.

Из формулы (9) имеем:

, (10.10)

Существуют методы (более сложные), позволяющие определять с помощью карты изобар гидропроводность пласта и для участков, на которых имеются действующие добывающие скважины.

Тема 11. Скважинные глубинные приборы – манометры, термометры, комплексные приборы. Основные задачи промысловых измерений состоят в определении или регистрации параметров работы скважин:

1. значение физической величины в данный момент времени. Например, пластового или забойного давлений и температур, для использования полученных данных при выборе технологического режима скважины, при подсчёте запасов и т.д.

2. характера изменения величины во времени при гидродинамических исследованиях. Например, кривая восстановления давления КВД, кривая стабилизации давления КСД.

3. характера изменения величин по стволу скважины. Например, температуры для вычисления геотермического градиента или нахождения мест не герметичности колонн скважины.

Во многих случаях эти задачи можно решить с помощью скважинных приборов, т.е. способом прямых измерений. По способу регистрации измеренных величин глубинные приборы разделены на:

• автономные – с регистрацией показаний непосредственно внутри прибора, спускаемого в скважину;

• д истанционные, показания которых передаются по кабелю на поверхность во вторичные приборы.

Глубинные дистанционные приборы спускают в скважину на электричском кабеле с помощью специальных станций.

По принципу действия глубинные манометры делятся:

• пружинные (типа МГГ, МГН), в качестве упругого чувствительного элемента используется многовитковая трубчатая (геликсная) пружина (рис. 11.1.);

• пружинно –поршневые (типа МГП, МПМ), измеряемое давление воспринимается поршнем;

• пневматические или дифференциальные, типа ДГМ (рис. 11.2.), давление в скважине уравновешивается давлением сжатого воздуха, заполняющего специальную камеру.

Глубинные термометры по принципу действия делятся:

геликсные, типа «Сириус – 1», ТГИ-1М, ТГИ-3. Конструктивно унифицированны с геликсными манометрами.

термометры сопротивления, типа ТЭГ и ТЧГ. В качестве чувствительного элемента служат два резистора из медгой проволоки или конденсатор, ёмкость которого зависит от температуры.

Комплексные глубинные приборы предназначены для измерения одновременно двух и более величин.

Аппаратура комплексная скважинная автономная КСА-А2-36-80/60 «Пласт» предназначена для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин (табл.11.1). Состоит из наземного и скважинного приборов. Запись информации осуществляется в электронную память скважинного прибора, имеющего автономное батарейное питание, через равные временные интервалы с привязкой начала измерений к текущему календарному времени. Скважинный прибор может спускаться в скважину на трубах, каротажном кабеле или скребковой проволоке. Диапазон измерения давления от 0 до 60 Мпа, диапазон измерения температуры от 5 до 100 ⁰С. Наземный прибор предназначен для программирования скважинных приборов, приёма и хранения данных, обработки результатов, передачи результатов в РС, зарядки батареи скважинного прибора. Электронная схема скважинного прибора содержит: датчик давления и температуры, блок памяти, таймер, канал связи, микропроцессорный блок управления и блок питания. В качестве датчика давления и температуры используется тензометрические преобразователи типа «Сапфир».

Таблица 11.1.

Предел измерения давления, Мпа	От 0 до 60
Допускаемая приведенная погрешность измерения давления в диапазоне температур 5-95град.С, %	+/- 0,2
Разрешающая способность по давлению, МПа	0,002
Диапазон измерения температуры, 0С	-10…+110
Допускаемая приведенная погрешность измерения температуры в диапазоне от 5 до 95 град.С, град.С	+/- 0,5
Время непрерывной работы (в зависимости от режима), сут	0,75 … 47
Габаритные размеры, мм диаметр длина, не более	36 1 400
Масса, не более, кг	8

Манометр – термометр глубинный автономный МТГ-25 (табл.11.2) предназначен для регистрации давления и температуры через равные интервалы времени с записью в энергонезависимую память при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе по межтрубному пространству. Может устанавливаться в трубах или спускаться на проволоке. Диапазон измерений давления от 0 до 100 Мпа, температуры от –10 до 120 град.С.

Таблица 11.2.

Предел измерения давления, Мпа	16, 25, 40, 60,100
Допускаемая приведенная погрешность измерения давления в диапазоне температур 15-100 град.С, %	+/- 0,1
Разрешающая способность по давлению, МПа	0,0006/0,0001
Диапазон измерения температуры, 0С	-10…+120
Абсолютная погрешность измерения температуры, град.С	+/-0,4
Разрешающая способность по температуре, 0С	0,005
Время непрерывной работы (в зависимости от режима), сут	До 500
Габаритные размеры, мм диаметр длина, не более	25 900
Масса, не более, кг	2,8

Автономный манометр-термометр АМТ-07 предназначен для измерения и контроля давления и температуры в эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважинах с последующим представлением результатов в функции времени или по стволу скважины (табл.11.3.). Используется при проведении поинтервальных замеров давления, при снятии кривых восстановления (падения) давления, при гидропрослушивании и при определении распределения давления, температуры и плотности по стволу скважины. Позволяет производить исследование на скребковой проволоке, на тросе или при спуске на трубах НКТ.

Для измерения давления используется интегральный тензометрический преобразователь давления, для измерения температуры – малоинерционный полупроводниковый или платиновый датчик. Сигналы датчиков преобразуются в цифровые коды, которые в процессе измерения записываются во внутреннее запоминающее устройство. После извлечения прибора из скважины данные переносятся в компьютер, где помещаются в банк результатов и могут быть представлены в виде таблиц и графиков на мониторе компьютера и выведены на принтер.

Таблица 11.3.

Предел измерения давления, Мпа	16, 25, 40, 60
Допускаемая приведенная погрешность измерения давления в рабочем диапазоне температур, %	0,25
Разрешающая способность по давлению, МПа	0,002
Диапазон измерения температуры, 0С	-20…+90
Допускаемая приведенная погрешность измерения температуры в рабочем диапазоне давлений, %	0,25
Разрешающая способность по температуре, 0С	0,01
Постоянная времени датчика температуры, не более, с	5
Минимальная дискретность измерения канал давления, с канал температуры, с	3 0,25
Количество точек регистрации в режиме измерения температуры давления давления и температуры	64 000 32 000 20 000
Время непрерывной работы (в зависимости от режима), сут	0,75 … 47
Габаритные размеры, мм диаметр длина, не более	25 или 32 1 500
Масса, не более, кг	7

Положение соединительных муфт обсадных колонн, бурильных или насосно-компрессорных труб в скважине определяют с помощью прибора, называемого локатором муфт. Знать местоположение муфт необходимо для уточнения интервалов и глубин прострела колонн, уточнения мест нарушения их герметичности и т.д. Локатор муфт представляет собой индуктивную катушку со стальным сердечником и двумя постоянными магнитами, полюсы которых направлены навстречу друг другу. Оси магнитов и катушки совпадают. Магнитные силовые линии постоянных магнитов пронизывают обмотку катушки и замыкаются через наружные стальные трубы. В момент прохождения прибора мимо муфт сопротивление в цепи магнитопровода изменяется и силовые линии постоянных магнитов перераспределяются. В момент пересечения силовыми линиями витков индуктивной катушки в ней наводится Э.Д.С. в виде импульсов полярности, которые передаются по линии связи на регистрирующий прибор.

Есть локаторы муфт двух типов: ЛР – для радиометра и ЛП – для перфоратора. Локатор муфт типа ЛР предназначен для одновременной записи кривых гамма-метода и локатора муфт, совмещённых по глубине. Этим достигается точность привязки привязки интервалов перфорации к муфтам. Локатор муфт типа ЛП соединён с перфоратором и при необходимости перфоратор или торпеда срабатывает через газовый разрядник в интервале, выбранном для прострела. Оба локатора способны работать при температуре до 150 град.С и внешнем давлении до 80 Мпа, допустимая скорость движения прибора ЛР 100-1500 м/ч, прибора ЛП 100-3000 м/ч.