ДЕБИТОМЕТРИЯ И РАСХОДОМЕТРИЯ
Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину, дебитомерами — притоки нефти, газа и их смеси с водой. Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации — автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность), по условиям измерений — на пакерные и беспакерные. Механические дебитомеры (расходомеры) В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости потока жидкости. Чувствительным элементом служит турбинка вращающаяся набегающим потоком того или иного флюида. Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. На роторе турбинки укреплен кольцевой магнит, взаимодействующий с магнитной стрелкой. Вторая колеблется вокруг оси. Один оборот кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки между упором и неподвижным контактом, в результате чего замыкается и размыкается токовая цепь. Для увеличения времени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит дополнительный магнит. При замыкании цепи в линию связи поступает электрический импульс тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и для направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи. Регистрацию данных производят либо в непрерывном («на протяжке»), либо в поточечном (замеры «по точкам») режимах. Для увеличения чувствительности расходомера в последнее время широко применяются модули с раскрывающимися вертушками. Методика проведения исследований скважин механическими дебитомерами и расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при открытом пакере или центраторе производятся периодические отсчеты и запись показаний. При этом регистрируются показания калибратора, нулевые линии и показания суммарного дебита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60-80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насосно-компрессорной трубы (НКТ). По данным полученной непрерывной дебитограммы намечают положения точечных измерений дебита. На участках кривой с резкими изменениями дебита, расстояния между точками наблюдения выбирают через 0.4 м, на участках с малыми изменениями дебита — через 1-2 м. Измерения на точках выполняют с полностью открытым пакером в течение 1 мин. При перемещении прибора на другую точку пакер прикрывают. Механические дебитомеры и расходомеры позволяют: 1)определять общий дебит или расход жидкости по пластам; 2)получать профиль притока и приемистости жидкости по мощности перфорированного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах; 3)осуществлять контроль за техническим состоянием скважин; 4)определять перетоки между перфорированными пластами после остановки скважины. Преимущество механических дебитомеров — их малая чувствительность к составу протекающего флюида. Недостатком механических расходомеров является их низкая пороговая чувствительность, поэтому часто подошва работающего интервала отбивается выше нижней границы перфорированного участка, а малые притоки или поглощения жидкости могут оказаться незафиксированными. Невозможно проводить исследования механическими дебитометрами в случае, если флюид «загрязнен» какими-либо механическими примесями.
В связи с этим интерпретация механических профилеграмм должна осуществляться в комплексе с терморасходограммами и кривыми высокочувствительной термометрии. А так же непригодность для изучения потоков загрязненных жидкостей.
Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. Т.е. их работа основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. В поток скважинной жидкости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей ее среды. Эта же спираль-термосопротивление является датчиком дебитомера и расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии). Величина теплоотдачи термосопротивления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с постоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу термосопротивления влияет только средняя линейная скорость потока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида. Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) типа СТД обладают более высокой чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток, имеют высокую проходимость в скважинах из-за отсутствия пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных дебитомеров (расходомеров) существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому термодебитограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида.
БАРОМЕТРИЯ
Барометрия изучает поведение давления во времени или градиента давления по стволу скважины. Метод применяют для определения значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, оценки плотности и состава неподвижной смеси, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами оценки приток-состава). Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры, структуры газожидкостного потока. Измерения выполняют глубинными манометрами, которые под- разделяются на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Различают также манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие по кабелю. Преобразователи давления могут быть пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), а также струнного и мембранного типов (устаревшие модели). Прибор (модуль) с датчиками давления комплексируют с другими датчиками методов оценки «притока-состава», а также ГК и локатором муфт ЛМ (для привязки к разрезу). Измерения абсолютных давлений и их изменений проводят тремя способами: 1) изменения давления в функции времени на фиксированных точках глубины; 2) стационарное поле давления по стволу скважины как функцию глубины; 3)нестационарное поле давления по стволу как функцию глубины и времени.
Регистрацию изменения давления как функции времени производят при флуктуационных измерениях либо при гидродинамических исследованиях пластов (регистрация кривой притока КП, кривых изменения давления - КВД, КВУ и т.п.). Дифференциальные манометры, измеряющие разность гидростатических давлений на базе порядка 1 м, применяют для количественных определений плотности флюида в стволе простаивающей скважины. Поскольку измеряемая разность давлений пропорциональна средней плотности смеси флюидов в стволе скважины, то находимые значения плотности усреднены как по сечению потока, так и по интервалу замера. Аналогичная оценка плотности смеси допустима также при низких скоростях потока, когда влияние гидравлических потерь несущественно.
ТЕРМОМЕТРИЯ
Метод термометрии заключается в изучении естественных и искусственных тепловых полей в скважине. Измеряемая величина - температура (либо разность температур) - в градусах Цельсия (°С). Естественные тепловые поля обусловлены региональными процессами тепломассопереноса в недрах Земли. Измерения параметров естественных полей выполняют в неработающих или длительно простаивающих скважинах с целью определения естественной температуры пород и геотермического градиента, изучения региональных гидрогеологических процессов и пр. Искусственные тепловые поля связаны с нарушением естественного температурного режима массива горных пород вследствие строительства и ремонта скважин, а также эксплуатации скважин и пластов. Измерения выполняют преимущественно в действующих и кратковременно простаивающих эксплуатационных скважинах, а также в строящихся скважинах в процессе и непосредственно после окончания операций по промывке ствола, цементирования и т.п. Специальным предметом изучения являются искусственные поля в интервалах заколонных перетоков, пластов, дренируемых соседними скважинами и пр. Подобные исследования могут быть выполнены и в неработающих скважинах. Измерения искусственных полей ведут для: 1) оценки технического состояния обсаженных скважин: определения высоты подъема цемента; выделения интервалов затрубных перетоков; контроля интервалов перфорации; исследований герметичности обсадных колонн и фонтанных труб; 2) сопровождения процесса эксплуатации скважин в комплексе с другими методами определения «приток-состава»: выделения интервалов и профилей притоков и приемистости; установления обводненных интервалов в добывающих скважинах; прослеживания температурного фронта закачиваемых вод; определения интервалов внутриколонных перетоков; контроля за внутрипластовым горением и т.п. Результаты измерений естественных полей используют при этом в качестве фоновых наблюдений. Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга как по принципу действия (т. е. чувствительным элементом и первичным преобразователем), так и по конструктивному и схемному исполнению. Наибольший интерес по своим измерительным возможностям представляют термометры сопротивления на трехжильном кабеле. В качестве чувствительного элемента в них используются обычно медные термосопротивления, которые включены в мост постоянного тока. В отличие от термометров сопротивления на трехжильном кабеле в термометрах на одножильном бронированном кабеле в скважину опускают лишь один чувствительный элемент измерительной схемы, так как в качестве канала связи между скважинным датчиком и вторичной аппаратурой в них используется этот же кабель. В тех случаях, когда необходимо снимать температурные кривые в скважинах с большой детальностью, используют дифференциальные термометры. Благодаря большой чувствительности эта измерительная аппаратура позволяет успешно решать многие промысловые задачи. По своему назначению и конструктивному исполнению дифференциальные термометры имеют две различные модификации: градиент-термометры, предназначенные для измерения разности температур в двух близлежащих точках; аномалий-термометры, предназначенные для измерения отклонения температуры от некоторого среднего значения. Геотермические исследования проводят только на спуске прибора после пребывания скважины в покое не менее 10 суток. Более точный промежуток времени устанавливают для конкретного района опытным путем. В скважине не должно быть перелива, газопроявлений, затрубного движения. При определении естественной температуры необходимо: провести измерения на ряде глубин при неподвижном термометре; выполнить не менее двух повторных измерений по всему стволу с интерва- лом времени между ними не менее суток. В обоих вариантах разница показаний не должна превышать 1°С. При выполнении подобных требований в скважине могут наблюдаться локальные аномалии, обусловленные предшествующей работой скважины и вмещающих пластов.