- •1. Основные задачи, решаемые Геофизическими методами при различных режимах работы скважин
- •2. Термодинамические процессы в скважине и в пласте
- •Iинд – токи, индуцируемые в исследуемой среде.
- •Термоанемометры
- •4. Исследование длительно простаивающих скважин
- •Задачи, решаемые в простаивающих скважинах
- •5. Исследование добывающих скважин
- •Основные признаки решения задач в добывающих скважинах
- •Резистивиметрия
- •Термометрия
- •Расходомер механический Термокондуктивный индикатор притока
- •Расходомер механический. Термокондуктивный индикатор притока
- •Типовые кривые комплекса методов для решения задачи определения зкц в зумпфе скважины:
- •Термограммы: 1 – геотерма, 2 – в работающей скважине
- •Увеличенный уровень показаний расходомера по всей глубине зумпфа Комплекс типовых диаграмм для определения нарушения герметичности забоя в добывающей скважине:
- •К омплекс типовых диаграмм для решения задачи определения зкц выше интервалов перфорации:
- •Выявление притоков
- •Выявление негерметичности колонны
- •Выявление интервалов заколонного движения жидкости
- •Источники тепла
- •Тепловое поле скважины, оборудованной эцн
- •Внутренний диаметр нкт: 1 - 76,0 мм; 2 - 62,0 мм; 3 - 59,0 мм; 4 - 50,3 мм; 5 - 40,3 мм
- •6. Исследование скважин в период освоения и опробования
- •Общие положения
- •Выбор интервала исследований
- •Регламентирование геофизических исследований в скважине
- •1) Зкц снизу:
- •Освоение компрессором:
- •4. Контроль чистоты датчика температуры по тепловой инерции, промывка при необходимости.
- •Общие положения
- •Технология освоения с помощью сваба
- •Гидродинамические процессы, происходящие в скважине
- •Методика геофизических исследований Общие положения
- •Выбор интервала исследований
- •Гис при освоении свабом с использованием комплексной и автономной аппаратуры.
- •1. Фоновые исследования до начала свабирования, пункты 1-3:
- •2.Свабирование, пункты 4-10:
- •3. Исследования после снижения уровня и вызова притока:
- •7. Исследование нагнетательных скважин
- •Распределение температуры в зумпфе
- •При ненарушенной и нарушенной колонне
- •Расходограммы: 1 – интегральная, 2 – дифференциальная.
- •Типовые кривые комплекса методов для выделения принимающих пластов:
- •Комплекс типовых кривых для определения зкц вниз:
- •Комплекс типовых кривых для определения зкц вверх в нагнетательной скважине:
- •Расшифровка пунктов технологической карточки
- •Технология исследования нагнетательных скважин автономным комплексным прибором на проволоке (применительно к аппаратуре гео).
- •8. Исследование скважин с многофазными потоками
- •9. Контроль перфорации скважин геофизическими методами
- •Традиционные методы контроля перфорации
- •Р ис.9.8. Типовые распределения температуры при несбалансированной перфорации скважины. Uп - скорость и направление потока.
- •(Кривая 1); 2 – кривая градиент-потенциала. N1 – 15 отв.; n2 – 30 отв.
- •10. Гидродинамические исследования
- •Заключение по результатам обработки кpивой пpитока (кп) после снижения уровня в скважине свабированием
- •Индикаторная диаграмма
- •Заключение по результатам обработки кпд
5. Исследование добывающих скважин
Общие положения
Скважины, относящиеся к категории добывающих:
- Фонтанные
- Скважины механизированного фонда:
- скважины, эксплуатируемые ШГН
- скважины, эксплуатируемые ЭЦН
Ниже рассмотрим особенности исследований и интерпретации фонтанных и ШГН- скважин.
Основным видом термических исследований добывающих скважин является регистрация термограммы в процессе установившейся работы скважины. При этом данные термометрии в комплексе с методами притока-состава используются для решения следующих геолого-промысловых задач:
-выявление притоков;
-определение интервалов поступления нефти, воды и газа;
-выявление высоконапорных пластов;
-определение мест негерметичностей обсадных колонн;
-выявление заколонных и внутриколонных межпластовых перетоков;
-контроль работы глубинно-насосного оборудования.
Методические основы исследований и интерпретации
Измерения проводятся в скважине, проработавшей в режиме постоянного отбора не менее суток. Допускается кратковременная остановка скважины, связанная, например, с проведением спуско-подъемных операций скважинных приборов. В таком случае регистрация термограммы должна производиться после пуска скважины не ранее, чем через промежуток времени, равный времени простоя.
Перемещение скважинного прибора должно создавать минимум искажений температурного поля в стволе скважины. Во время регистрации термометр двигается сверху вниз (на спуске) со скоростью менее 200 м/час. Следует иметь в виду, что постоянная времени датчика температуры, определенная в лабораторных условиях и приведенная в паспорте прибора, далеко не всегда близка к постоянной времени прибора в скважине. Так, например, при спуске прибора (особенно в межтрубном пространстве глубиннонасосных скважин) охранный фонарь датчика часто забивается парафином, грязью. В результате реальная постоянная времени термометра может в несколько раз превосходить паспортное значение.
Интервал детальных исследований охватывает все перфорированные пласты, а также интервалы глубин на расстоянии 20-30 м в обе стороны от пласта. Если длина зумпфа меньше этого расстояния, термограмму регистрируют до остановки прибора.
После регистрации основной термограммы обязательно повторяют запись. Повторную запись в целях экономии времени можно начинать сразу после первой. Она проводится для контроля основной термограммы. При этом попутно можно оценить искажение термограммы вследствие завышенной скорости записи или возросшей постоянной времени. Для этого при регистрации повторной термограммы скважинный прибор следует остановить на 2-3 метра выше искусственного забоя, отмеченного при первом замере. Изменение температуры после остановки не должно превышать 0,02 0С.
При решении некоторых задач используют замеры температуры в остановленной скважине. Наибольшую информацию несет регистрация нескольких термограмм. При этом одну термограмму регистрируют сразу после остановки. На всех термограммах отмечают время, прошедшее с момента остановки скважины до начала и конца каждого замера.
Поскольку после остановки скважины тепловое поле в скважине меняется со временем регистрация повторной термограммы (см.выше) не имеет смысла.
Оптимальным масштабом регистрации температуры в интервале детальных исследований является масштаб 0,05 0С/см. Обработка термограмм облегчается, если одновременно регистрируется термограмма в масштабе 0,25 0С/см. В конкретной ситуации в целях удобства и наглядности могут быть установлены масштабы и в 0,02 0С/см, и в 0,1 0С/см.
При поисковых исследованиях по стволу скважины измерения могут быть проведены на подъеме со скоростью порядка 500-800 м/час с масштабом регистрации температуры 0,1 0С/см.
Сразу после измерений, не поднимая прибора из интервала исследований, производят оперативный контроль качества термограмм. Критерии - уровень шумов и воспроизводимость. При масштабе записи 0,05 0С/см различного рода неповторяющиеся флуктуации диаграмм вне интервалов перфорации не должны превышать 2-3 мм. Повторная запись не должна расходиться с основной более чем 0,1 0С/см в большинстве точек, общий характер кривой должен воспроизводиться с высокой точностью. Исключение составляют так называемые “пики внедрения”, наблюдаемые иногда в интервалах перфорации и обусловленные случайной регистрацией термометром температуры интенсивных радиальных притоков до смешивания в скважине. Амплитуда таких пиков может быть различной на основной и повторной диаграммах. В случае значительного расхождения основной и повторной термограмм замер следует повторить.
Интерпретация результатов термических исследований начинается с общего анализа зарегистрированных термограмм и выделения температурных аномалий. Анализ термограммы начинают с зумпфа. При наличии зумпфа длиной более 15-20 метров в случае отсутствия осложнений (приток с забоя, заколонный переток) по ненарушенному геотермическому распределению можно приближенно восстановить фоновую геотерму по стволу скважины. Отсутствие участка ненарушенной геотермы в зумпфе затрудняет интерпретацию.
Распределение температуры по стволу действующей скважины зависит от множества факторов: геотермического поля, состава и скорости движения притекающего из пластов флюида. Окончательное заключение по результатам исследований выдается по данным всего комплекса, включающего дебитометрию и методы изучения состава флюида (плотнометрия, влагометрия, резистивиметрия).