Режим после понижения уровня жидкости в скважине компрессором

 

В этом режиме производят записи термометрии (ВЧТ), дебитометрии (СТД), влагометрии (ВБСТ) и резистивиметрии (РИЗ), все записи производят со 100%-ным повторением (перекрытием).

После компрессирования уровень жидкости в скважине понижен до 700 м, он может быть и больше, и в процессе начала работы пласта начинается постепенный рост столба жидкости в НКТ. В это время производим замеры динамических уровней ВНР и НВР с интервалом исследований ±50 м от уровня (ВНР). Первые три замера производятся с интервалом 0,5-1,0 час, а четвертый замер может производиться через 10-12 часов в случае многофазного притока. После понижения уровня также пишем ВЧТ по стволу скважины в тех же масштабах что и фоновую и производим сравнение фоновый диаграммы с диаграммой после понижения уровня.

Изложенный выше характер регистрации диаграмм представляет собой полный цикл исследований скважин, осваиваемых компрессором. Сочетание всех замеров позволяет полнее использовать комплекс «приток-состав» для решения практических задач нефтепромысловой геологии, и особенности распределения переходных термогидродинамических процессов в скважине. Если полный объем измерений не может быть выполнен в исследуемой скважине, например, если приемистость скважины (пласта) хорошая (ее всегда можно приблизительно прогнозировать по геофизике), то работа скважины в режиме понижения уровня должна быть минимальной. Работа компрессора в данном случае сведется лишь к небольшому снижению уровня в межтрубном пространстве. И, наоборот, если приемистость скважины (пласта) плохая, то время работы компрессора возрастает, и уровень жидкости в скважине понижаем как можно больше. В соответствии с этим меняется и характер регистрации диаграмм.

В общем случае количество измерений и время между ними может и должно уточняться начальником отряда (партии) после предварительной интерпретации первых диаграмм, т.к. от этого в конечном итоге, зависит результат всех исследований скважины.

 

 

Обработка и интерпретация геофизических данных

Примеры интерпретаций термограмм

 

В скважине 396 Барсуковской площади перед капитальным ремонтом проведены исследования термометром с целью определения источников обводнения скважины. Зарегистрированы фоновая термограмма (1) и распределение температуры (2) через 30 минут после 4-х часового цикла компрессирования (рис. 3).

Анализ термограмм даёт следующее: признаки перетока снизу отсутствуют. Выше перфорированного пласта на глубине 1690 метров отмечается изменение наклона термограммы 2. В верхней части перфорированного интервала наблюдается ярко выраженный эффект калориметрического смешивания 3. Эти два признака – изменения наклона термограммы и эффект калориметрического смешивания в кровле перфорированного пласта – дают возможность сделать заключение о наличии заколонного перетока в интервале 1690 – 1815.

 

Рисунок 3. Пример, показывающий необходимость возбуждения скважины при термических исследованиях

– БК – ГК Термограммы Локатор муфт

1660 0,1⁰С

1

1668 3

2

1676

1684

 

 

Недостатком методики исследования данной скважины является слишком большое время работы компрессора, а также отсутствие последующих замеров температуры.

 

Интерпретация диаграмм (СТД)

 

В зависимости от типа скважин с помощью аппаратуры СТД можно выделить три уровня интерпретаций: качественная, количественная относительная и количественная абсолютная.

При этом интерпретация может быть как ручной, так и машинной.

Качественная интерпретация ставит своей задачей выделение работающих интервалов притока (поглощения), определение положения нефтеводораздела, а также решение некоторых вспомогательных задач, например, определение глубины подвески НКТ, положение искусственного забоя и т.п. При этом не накладывается ограничений на характер флюида, он может быть однородным (вода или нефть) или неоднородным (смесь воды и нефти).

Количественная относительная интерпретация может быть произведена только для однородной жидкости (вода или нефть). В этом случае помимо выделения границ работающих интервалов определяется расход через каждый из них при условии, что известен общий расход через скважину. При этом общий расход определяют каким-либо иным способом, например, по показаниям устьевого расходомера, а в компрессорных скважинах по отбивкам уровней ВБСТ. При проведении такой интерпретации необходимо в дополнение к обычным исходным данным знать также вязкость жидкости в скважине.

Количественная абсолютная интерпретация позволяет определять расход методом СТД без использования данных о величине расхода на устье. Интерпретация проводится только для однородной жидкости с известными физическими параметрами (вязкость, теплопроводность).

Необходимо также знать диаметр и длину чувствительного элемента преобразователя. Преобразователь расхода должен быть расположен в том месте сечения колонны, где местная скорость потока равна средней.

Качественная интерпретация данных СТД, проводится по скважинным диаграммам СТД, исправленных за счёт изменения температуры по глубине скважины.

 

Интерпретация (ВБСТ)

 

Аппаратура индикатора влажности ВБСТ–1 основана на контактно диэлькометрическом принципе работы датчика. Изменение проводимости происходит в зависимости от изменения состава флюида (нефть + вода) в измерительных зазорах датчика.

Изменение ёмкости приводит к изменению частоты, генерируемой блокинг-генератором или выходного напряжения пульта. Схема подобрана таким образом, что увеличение содержания нефти вызывает уменьшение частоты блокинг-генератора или напряжения с панели КСАТ7. Методика измерений основана на регистрации кривой 600 м/час. Прибор рекомендуется перемещать снизу-вверх, так как отмытие преобразователя влажности идёт быстрее из воды в нефть, чем из нефти в воду.

При настройке ВБСТ «разное» показаний в основных градуированных средах (нефти и воде», рекомендуется устанавливать примерно в воде 5000 – 6000 Гц; нефть 1000 – 2000 Гц; воздух 0 – 200 Гц. Рекомендуемый масштаб записи ВБСТ 1: 200.

Порог срабатывания ВБСТ в застойной воде – 3 м³/сек.