Плотностномеры: их устройство, решаемые задачи

Буй.
№ 62. Определение профиля притока жидкости в скважину с помощью дебитомеров.

Исследования дебитомерами, как правило, проводят в дей­ствующих скважинах. Лишь при необходимости установления межпластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.

В скважинах, эксплуатируемых фонтанным или компрессорным способом, а также в наблюдательных скважинах приборы опускают через специальное устройство — лубрикатор, позволя­ющее проводить работы без остановки скважины при буферном дав­лении на устье. Исследование дебитомерами, опускаемыми через насосно-компрессорные трубы (НКТ), возможно лишь в части разреза, располо­женной ниже НКТ. В скважинах, эксплуатируемых глубинными на­сосами, дебитомеры можно спускать в межтрубье.

Рис. 1 Дебитограмма, зарегистрированная термоэлектрическим де­битометром. На рис. 1, изображена схематическая дебитограмма, полученная термодебитомером. При переходе через интервал, на ко­тором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменя­ется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влия­ния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиаль­ного потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается мини­мум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля — по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Коли­чественное определение дебита проводят по разнице 5Т между показаниями AT ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений 5Т к дебиту осуществляют по градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при од­ной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за разли­чия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода — нефть или вода — газ. Аналогично производят построение интегрального и дифферен­циального профилей по данным механической расходометрии. Ин­тегральный профиль притока может быть описан формулой: Q= , где h_K h_N глубины залегания кровли и подошвы исследуемого работающего интервала, q_Z — удельный расход. Если движение флюида происходит вниз по стволу, то получаемый профиль расхода бу­дет являться уже профилем приемистости. Зависимость расхода флюида от глубины описывается выражением: Q= , дифференцирование которого дает профили расхода отдельных ин­тервалов. Для i-го объекта дифференциальный профиль может быть построен по удельным расходам q_i: qi= , где расходы в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин ΔL.

Чувствительность показаний к характеру флюида затрудняет выполнение количественной интерпретации термодебитограммы (расходограммы), если в скважине движется многофазная смесь, и часто дебитограммы (расходограммы) позволяют лишь выделять ин­тервалы притока без количественного определения их дебитов. Но в комплексе с дебитограммой, полученной механическими дебитомерами, зависимость показаний от состава флюида часто позволяет су­дить о его составе и может рассматриваться даже как преимущество. Надежное определение работающей толщины, коэффициентов ох­вата и действующей толщины возможно по комплексу методов при­тока и состава.

Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообраз­но дополнять результатами обработки других методов, дающих ин­формацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продук­тивных пластов и образование техногенных залежей газа. Данные по профилю притока могут быть использованы для оценки работа­ющей толщины пласта. Работающей считается та часть эффектив­ной толщины пласта, в пределах которой происходит движение флюидов при разработке месторождения. Отношение суммарной работающей толщины к суммарной эффективной мощности назы­вается коэффициентом охвата. Этот коэффициент используется для обоснования мероприятий по регулированию процесса вытеснения. Для сравнения работы пластов в разных скважинах или в разное время применяется коэффициент действующей толщины, равный отношению работающей толщины к эффективной толщине перфо­рированного интервала. При герметичном затрубном пространстве и надежном гидродинамическом разобщении пластов этот коэффи­циент определяется изменением проницаемости в пределах коллек­тора.