31. О собенности измерений уэс в обсаженных скважинах (дайте название метода, особенности технологии записи и опишите конструкцию прибора). Характеристики средств измерения, ограничения применения.

CHFR, TCR

Измерительный модуль представляет собой зонд БКЗ диаметром 86 мм с некоторым количеством электродов, разнесенных под углами к друг другу, измеряющих разности напряжения, возникающих при протекании тока по горным породам вокруг ствола. Прибор генерирует низкочастотный(1Гц) ток 0.5-6 А, большая часть которого протекает по колонне вверх и вниз, меньшая (от части, двигающейся вниз) – попадает в пласт (фиксируемые разности потенциалов составляют всего 5-500нв) – рис. U0 - напряжение ок, U1, U2 – напряжения в породе, измеренные между двумя парами электродов, Рос – сопротивление ок.

Зонд измеряет разность потенциалов в нисходящем токе между парами измерительных электродов (при наличии 3 электродов можно провести 2 измерения, трех – одно). Падение напряжения между электродами включает потери тока из-за утечек как в колонне, так и в породе. Влияние размера утечки тока по колонне учитывается способом дополнительной калибровки. При дополнительном режиме измеряется ток при прохождении от верхнего питающего электрода к нижнему питающему электроду (разнесенных на 10м) – здесь утечка в породу уже ничтожна мала. Пластовый ток оценивают из тока обсадной колонны путем вычитания. Питающий ток величиной 1А создает токи утечки в породе величиной до нескольких мА/м. Естественно, что наиболее чувствителен прибор будет к сопротивлению пород вблизи измерительных электродов. Поскольку помехи от движения прибора столь велики, что делают невозможным проведение измерений, регистрацию проводят только на фиксированных точках ( обычно – двухминутная стоянка, что эквивалентно скорости 36м/ч), обеспечив предварительно идеальный контакт прижимного электрода к предварительно очищенной от примесей стенке колонны.

Погрешность измерения в пластах с сопротивлением 1-10 Омм составляет 10%, радиус исследования достигает 2-10м (т.е максимальная глубинность для ПГИ), вертикальное разрешение 1.2 м, прибор обеспечивает хорошую повторяемость записей и близость их с контрольными замерами в диапазоне до 100Ом (полученных после бурения скважины). Однако наблюдается влияние на показания метода некоторых характеристик цементного кольца (качества, сопротивления), а также место расположения поверхностного электрода, плохой контакт между секциями обсадной колонны и электродов с колонной также негативно влияют на качество измерений (поэтому технологией работ обычно предусматривается предварительное скребкование внутренней поверхности колонны). Преимуществами метода измерений УЭС в обсаженной скважине являются: возможность доразведки ранее неисследованных пластов без их прямого опробования или бурения новых скважин, определение остаточной водонасыщенности, мониторинг выработки пластов, применение в низкопористых коллекторах со слабоминерализованной водой.

32. Применение методов ГИС-контроля в условиях горизонтальных эксплуатационных скважин (ГС). Возможные структуры многофазных потоков в ГС и вертикальных скважинах. Задача определения фазовых профилей притока в скважине с многофазной продукцией – «современные подходы», ограничения, технология проведения ПГИ в ГС.

Особенность структуры газожидкостного потока в ГС является расслоение потока по сечению ствола. Приводит к снижению информативности стандартного комплекса ПГИ.

Есть технические проблемы проводки приборов в горизонтально ориентированные участки ствола, снижение достоверности результатов основных гоеф.методов. это касается методов измерения для изучения состава и расходных параметров продукции скважин контактным способом (расходометрия, влагометрия).

На участках ствола с низкой отметкой скапливается вода.

Кривая влагомера отражает в большей степени профиль ствола, чем состав притока из работающих интервалов пласта. Скв прибор, если он не центрирован, перемещается в области распространения тяжелой фазы. Кривые плотностемера и резистивиметра аналогичны.

На диаграммах термоанемометра более существенно, чем в вертикальном стволе, отражается наличие воды.

При увеличении дебита могут быть созданы условия для выноса жидкости из гор-ой части ствола. Информативность ПГИ улучшается. Механическая расходометрия работает неустойчиво. Возрастает роль термоанемометра. Поступление флюида в ствол сопровождается изменением его температуры из-за дросселирования.

Отсутствует градиент естественной температуры в стволе. Из-за низкой депрессии на пласт снижается величина аномалии дросселирования.

Контроль состояния горизонтальных скважин.

Принципиальные возможности проведения комплексных ПГИ на высоком техно­логическом уровне с помощью специализированных измерительных комплексов типа «Flagship» (Schlumberger). К сожалению, в России исследования в ГС пока проводятся неприспособленной стандартной аппаратурой ПГИ, не имеющей многодатчиковую ИИС для оценки распределения состава в стволе.

В связи с этим информативность исследований невысока, т.к. невозможно учесть изменения структур расслоенного потока. В эксплуатационных горизонтальных скважинах (ГС) значительно снижается эффективность большинства традиционных методов ПГИ. Одновременно для таких объектов возрастает роль интегральных методов изучения физических свойств про­дукции во всем стволе (а не в камере датчика), позволяющих более объективно оце­нивать интенсивность и характер притоков. К числу таких методов следует отнести термометрию (в том числе и системы DTS на основе оптиковолоконных систем), индукционную резистивиметрию и спектральную шумометрию, кото­рые, несмотря на пониженные информативные возможности по оценке работы пла­стов, все-таки более устойчивы к погрешностям измерений, связанным с многофаз­ным заполнением.

Как показывает имеющийся отечественный опыт таких исследований, возможности выполнения оценок продуктивности в ГС могут быть сведены к двум вариантам:

- Изучение профиля притока способом прямых замеров в горизонтальной части пласта после доставки скважинных приборов: пневматическим путем, с по­мощью «трактора», колтюбинга, гибких труб или специального «жесткого» кабеля (на ограниченные расстояния). Несмотря на уже реализованные воз­можности по проведению таких исследований комплексом методов оценки «приток-состава» в Татарии, Сургуте, Оренбурге и в других местах, информа­тивность измерений пока оценивается как невысокая.

- Исследование суммарных фазовых характеристик притока в наклонной части ствола скважины выше продуктивных зон. Апробируемые здесь технологии замеров - снятие кривых восстановления уровней на забое, стабилизации дав­ления КСД и флуктуационные исследования.

Профильные ПГИ в горизонтальной части ствола.

Оценка информативности таких исследований, выполняемых с помощью стандартного комплекса серийной аппаратурой ПГИ, сводится к следующим моментам:

Наибольшей результативностью отличаются режимные замеры термометрии и термокондуктивной расходометрии. С их помощью удается определить ин­тервалы со значительными притоками, но обычно не профиль притока. С це­лью повышения чувствительности термометрии отдельными авторами предлагалось дополнять исследования закачкой охлажденной жидкости, но такие способы из-за сложности нельзя считать технологичными.

Применение различных методов оценки состава смеси в условиях расслоен­ных структур и сложного профиля горизонтальной части ствола также не дает позитивной информации по профилю притока. Информативность данных ме­тодов фактически сводится лишь к уточнению условий проведения замеров.

Результативность расходометрии в условиях ГС ограничивается предраспо­ложенностью тахометрических датчиков к засорению механическими части­цами. В условиях применения при закачивании ГС сетчатых или щелевых фильтров (без производства цементажа затрубного пространства) количест­венные оценки РМ могут быть неоднозначными, т.к. частично поток будет распределен в заколонном пространстве.

Малоинформативными даже в скважинах с очень высоким газовым фактором показали себя датчики шумоиндикатора (интегральный частотный канал ШИ), хотя в спектральной модификации у этого метода есть большие потенциаль­ные возможности.

Записи стандартным нейтронным методом НК при наличии в продукции зна­чительной доли газа информативны, но лишь как метода, дающего дополни­тельную оценку состава многофазного флюида непосредственно в стволе.

33. Методы и задачи при исследованиях технического состояния эксплуатационных скважин. Условия применения каждого типа методов. Характеристика применяемых методов цементометрии, используемые на практике модификации этих методов, информативные ограничения.

Тех состояние

Группа стандартных задач Наименование стандартной задачи	Комплекс методов промы- слово-геофизических ис­следований (ПГИ)	Примечание (объекты, технология исследова­ний, этапность, др. - для отдельной задачи)
1	2	3

IY. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ
IY. I Оценки работы элементов подземного оборудования (по необходимости)
1. Срабатывание пусковых муфт (при компрессировании) *		Устьевые давления на замер­ной установке или ТМ, БМ		Добывающие малодебитные скважины. Ис­следования в процессе пуска в работу (осваи­ваемые, малодебитные, с КРС)
2. Герметичность пакера (спо­собом контроля уровней над пакером) *		Устьевые давления на замер­ной установке, эхолокация, ШИ в динамике		Добывающие скважины (газовые или с раздельной эксплуатацией объектов). В процессе других иссле­дований ПГИ-ГДИС или по спецпрограмме
3. Эффективность работы на­сосов ЭЦН*		Дебиты по замерной уста­новке, динамическим уров­ням (ЭХ), методам оценки динамических уровней в стволе (ВЛ, БМ, др.)		Добывающие нефонтанирующие скважины, оборудованные ЭЦН. Периодичность опре­деляется мероприятиями промыслового мо­ниторинга и технологических измерений ГДИС
IY. II Оценки состояния продукции в стволе работающей скважины
1. Уровень жидкости в стволе (эксплуатационной колонне шшНКГ) *		ЭХ (уровни) или замеры ВЛ, РИ, БМ, ПЛ, ТА		Добывающие скважины. В процессе ПГИ с оп­ределением приток-сосгава (см.п. П.1)
2. Уровни жидкости в межко- лонном пространстве (ЗТ)*		ЭХ, ГГК (ПЛ по рассеива­нию гамма квантов)		Добывающие скважины. В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п. II.I) при отсутствии пакера
1		2		3
3. Фазовые уровни в стволе (эксплуатационной колонне илиНКТ) *		ВЛ,РИ,БМ,ПЛ,ТИ		Добывающие скважины с многокомпонентной продукцией. В процессе ПГИ с определением приток-сосгава (см.п. П.Г»
4. Состав смеси на забое в стволе (эксплуатационной ко­лонне или НКТ) *		БМ(ГО1), ВЛ, РИ, ТМ		Тоже
5. Динамика изменения уров­ней жидкости (работа ЭЦН) *		ЭХ		Добывающие нефонтанирующие скважины, обо­рудованные электроцентробежным насосом. Периодичность определяется мероприятиями промыслового мониторинга и ГДИС
6. Интервалы разгазирования нефти в стволе при снижении забойного давления ниже давления насыщения		БМ, ПЛ, ТМ		Добывающие нефтяные и газоконденсатные скважины. Периодичность - по необходимо­сти (при создании условий для разгазирова­ния продукции)
IY. III Определение межпластовых перетоков (по стволу)
1. Интервалы (кровля- подошва) межпластовых перетоков*		Прямые замеры РМ совме­стно с БМ(ПЛ), ВЛ. РИ (с закачкой солевых MB). Се­рия ТМ на переходных ре­жимах с выходом на стаби­лизацию процесса, ШИ, КНАМ, ИНГК с примене­нием гидрофильных (гид­рофобных) MB.		Эксплуатационные скважины, в процессе освоения, простаивающие (в необсаженных или перфорированных участках ствола). В процессе ПГИ с определением «притока- состава» (см. охват и периодичность в соот­ветствии с п.П)
2. Направления межпла­стовых перетоков*
3. Тип флюида в межпла- стовом перетоке) **
4 Дебиты межпластовых перетоков
IY.IY Определение суммарных фазовых расходов скважины
1. Суммарный расход ста­бильно работающей сква­жины по жидкости *		Замерные установки или РМ_Ж (замеры вне интер­валов притока на разных скоростях на спусках и подъемах), дополнительно - ФХИ (анализ проб)		Добывающие нефтяные или водозаборные скважины. В процессе ПГИ с определением приток-состава (см. п.11.1)
2. Суммарный расход скважины по газу*		Замерные установки или РМ_Г, дополнительно - ФХИ (анализ проб про­дукции)		Добывающие газовые скважины. В процес­се ПГИ с определением «приток-состава» (см.п.П.1)
3. Суммарные фазовые де­биты газо-жидкостной продукции для стабильно работающей скважины (включая ее обводнен­ность) *		Замерные установки или РМ_Г, БМ, ТМ или РМ_Ж (замеры вне ин­тервалов притока на раз­ных скоростях на спусках и подъемах), ПЛ (БМ), ВЛ, ФХИ дополнительно		Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые скважины. В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п. II.I)
4. Суммарный расход не­стабильно работающей малодебитной скважины по жидкости*		ЭХ (уровни) или ПЛ (ВЛ, БМ)		Добывающие обводняющиеся нефтяные скважины, эксплуатирующиеся в режиме на­копления (подъема уровня). В процессе ПГИ с определением «приток-состава» (см.п.П.1)
5. Суммарные фазовые де­биты газожидкостной про­дукции для нестабильно работающей малодебитной скважины (включая ее об­водненность) *		ЭХ (уровни) или БМ (ВЛ, ПЛ)		Добывающие обводняющиеся нефтяные или газовые скважины, эксплуатирующиеся в режиме накопления (подъема уровня). В процессе ПГИ с определением «приток- состава» (см.п. II.I)
Y. ТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ
Y. I Уточнение положения элементов конструкции (по необходимости)
1. Муфты обсадных и лиф­товых колонн*		ЛМ, ГГДТ, ЭМД		Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ
1		2		3
2. Траектория ствола сква­жины*		Инклинометрия гироско­пическая		Эксплуатационный фонд скважин. Соглас­но плану повторной инклинометрии
3. Искусственный забой*		Шаблонирование, JIM, ГК		Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ
4. Элементы подземного оборудования (башмак НКТ, пакеры, пусковые муфты и т.п.)*		JIM, МК, ЭМД, ГГДТ или методами оценки прито­ка, ТМ, ШИ в динамике		Обсаженные скважины. В процессе лю­бых исследований по ПГИ или по спец. программе
5. Определение мест при­хвата НКТ, др. оборудова­ния *		Прихватоопределитель ПХ, ЛМ		Обсаженные скважины. В процессе ликви­дации аварий (КРС)
6. Определение герметич­ности искусственного за­боя (моста) *		Методы оценки притока в динамике на различных режимах		Обсаженные скважины. В процессе любых исследований по ПГИ
Y.II Оценки состояния внутриколонного пространства труб (вне продуктивных интервалов) - (по необходимости или с периодичностью 1 раз/2 года)
1. Сальники (гидратные пробки, солевые отложе­ния)	Шаблонирование, МК или методами оценки прито­ка, ШИ в динамике		Обсаженные добывающие скважины. В процессе ликвидации причин непрохож- дения приборов (шаблонов)
2. Коррозия элементов конструкции скважины *	МК, ЭМД, ГГДТ, CAT, скважинное видео		Фонд эксплуатационных скважин. Охват - до 10% в процессе других мероприятий технического контроля. Старый фонд эксплуатационных сква­жин и скважины в КРС. Охват - до 100%
Y.III Выявление негерметичностей колонн и уточнение границ фильтра - (по необходимости или при КРС)
1. Перфорация (интерва­лы), отдельные негерме- тичности лифтовой и экс­плуатационной обсадной колонны *, **	ЛМ, ГТДТ, ЭМД, МК, а также активные способы: серия ГК, РИ с закачкой MB; ТМ с за­качкой контрастной по темпе­ратуре жидкости		Фонд эксплуатационных скважин. После первичной или повторной перфорации, при подозрениях на негерметичность колонн
2. Негерметичность муф­товых соединений *, **	ТМ, ШИ и методы притока в динамике, РИ с закачкой MB; ТМ с закачкой контра­стной по температуре жид­кости		Фонд эксплуатационных скважин при по­дозрениях на негерметичность колонн
3. Выявление дефектов тела труб через колонну (НКТ, ЭК) *	ЭМД		Фонд эксплуатационных скважин. При подозрениях на аварийное техническое состояние
Y.IY Контроль качества цементажа - (по необходимости или при КРС)
1. Наличие (полное или частичное) цемента в зако- лонном пространстве*	ТМ после заливки, ГГЦ, АКЦ		Фонд обсаженных скважин. Охват 100%. После выполнения цементажа
2. Содержание цемента по направлениям*	ГГЦ, АКЦ, ВАК		То же
3. Сцепление цемента с по­родой и колонной*	АКЦ, ВАК		Фонд обсаженных скважин. При подозрени­ях на негерметичность ЦК и заколонные пе­ретоки
4. Качество цементажа ко­лонны*	ВАК		То же
5. Негерметичности це­ментного кольца, создаю­щие условия для заколон- ных перетоков флюидов*	В динамике методами ТМ, ШИ, шс		То же и в процессе ПГИ на оценку «приток- состава»

Цементометрия

Гамма-гамма цементометрия