Термометрия. Приборы, используемые для исследования скважин

Приборы, используемые для исследования скважин

Сцелью замера пластовых и забойных давлений в настоящее время в фонтанирующих скважинах применяют геликсные (МГГ) и поршневые (МГП) манометры,

В комплексе с ДГД, СТД и гамма-гшотностномером проводится также термометрия. Термические исследования скважин - одно из важнейших средств изучения гидродинамического состояния продуктивных пластов.

Большое значение имеют термические исследования в действующих добывающих и нагнетательных (рис, 6.6) скважинах.

В соответствии с задачами, решаемыми при термических исследованиях скважин, глубинные термометры по назначению можно разделить на две основные группы: абсолютные, предназначенные для измерений установившихся значений температур, и дифференциальные, основное назначение которых состоит в регистрации температурных аномалий на фоне больших абсолютных значении температур в скважине. При решении специальных задач, например при выявлении интервала обводнения в перфорированном нефтяном пласте, хорошие результаты могут быть получены с помощью потенциал-термометра, дающего информацию как об относительных перепадах температуры, так и об изменении величины абсолютной температуры при условии, что чувствительность таких термометров будет достаточно высокой.

Рис. 6.6, Термограмма нагнетательной скважины.

Пласты: 1 — принимающий воду, 2 — не принимающие воду

Физико – химические методы выявления работающих пластов

Выявление работающих пластов с помощью физико-химических методов основано на-различных химических составах нефти и пластовой воды даже в близко расположенных пластах. Нефть, являясь смесью углеводородов различного состава, обладает различными физическими свойствами. Химический состав нефти, ее вязкость оказывают значительное влияние на коэффициент светопоглощения k^ что позволило И. Ф. Глумову и А. Ф. Тильманшину предложить способ контроля за перемещением нефти. Величина kc_n значительно изменяется не только по различным пластам, но и в пределах одного пласта может изменяться в 2,5— 5 раз в зависимости от положения скважины на структуре и от расстояния до контакта нефть - вода,

Для массовых определений k_cn пробы нефти отбирают из пробоотборных краников манифольда скважин в чистый стаканчик в объеме 10—15 см³. Пробирку с нефтью плотно закрывают и заворачивают в плотную бумагу. Лабораторное определение k_cn проводится не более чем через 7 сут после отбора из-за возможного испарения легких фракций и частичного окисления нефти.

Для определения k_cn нефти используют фотоэлектроколориметры типа ФЭК (ФЭК-1, ФЭК-М, ФЭК-Н-57, ФЭК-56), серийно выпускаемые отечественной промышленностью.

Для определения наличия притока нефти из того или иного пласта многопластового месторождения и его относительной величины необходимо знать эталонную величину k_cn для каждого пласта

Величины притоков qi = (k'_cn- k_cn) / (-k'_cn -k"_cn); q₂ ⁼ 1- qi; Q ⁼ Qq₁; Q₂ ⁼ Qq₂,

где k'_cn, k"_cn, k_cn коэффициенты светопоглощения нефти соответственно из первого, второго пластов и добываемой смеси, q₁, q₂ отношения дебитов первого и второго пластов к дебиту скважины; Q₁ Q₂, Q -абсолютные дебиты первого, второго пластов и скважины.

6.4,4. Определение гидродинамической связи между пластами

1. Методы, основанные на анализе добываемой нефти и воды из скважины, учитывающие различие их свойств по отдельным пластам. При наличии гидродинамической связи между пластами из исследуемой скважины добывают смесь флюидов, насыщающих различные пласты, и их свойства отличаются от свойств эталонных проб. При этом может использоваться эффект изменения k_cn смеси по сравнению с эталонными образцами ПО пласту, эффект изменения в смеси нефтей концентрации редких элементов - кобальта или ванадия, определяемой нейтронно-активационным, рентгенорадиометрическим, атомно-абсорбционным способами.

2. Методы, основанные на закачке в один из пластов (наличие гидродинамической связи между которыми не выяснено) радиоактивных изотопов или жидкостей с добавкой индикаторов с последующим анализом проб нефти или воды из контрольной скважины.

3. Применение собственно гидродинамических методов. Можно использовать метод гадропрослушивания, при котором, изменяя режим работы скважин на одном из пластов, улавливают импульс от этого изменения в наблюдательных скважинах другого пласта.