Исследование скважин.
Основная задача ГДИ скважин и пластов. Отличие от лабораторных и геофизических методов.
Под исследованием понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуатации скважины.Гидродинамические методы – исследования проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают определения таких параметров: уровни, забойные и пластовые давления, дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистоть. В контроле за работой скважины используют 2 основных направления: 1) методустановившихся режимов (для добыв и нагнет скважин); 2)метод интерпретации неустановившихся процессов (методы КВД, КВУ, КПД и гидропрослушивание) Промыслово-геофизические исследования – получение данных с помощью геофизических приборов различного типа.
Замер давлений.
Замер давления производится глубинными манометрами различных конфигураций. Манометр МГН-2 замеряет скважинное давление с помощью многовитковой трубчатой пружины, деформация которой зависит от давления на сильфон. Регистрация давления производится пером на бланке, вставленном в каретку. Предел измерения давления от 10 до 100 МПа при рабочей температуре 100 °С. Разработаны манометры дистанционного типа различных конструкций. Кроме того, созданы программно-аппаратные комплексы МИКОН, СУДИС и другие, предназначенные для оперативного слежения за уровнем жидкости в скважине, регистрации давления и температуры.
Замер уровня жидкости в скважине.
Замер уровней является косвенным методом определения давлений и производится с помощью приборов, генерирующих звуковые сигналы. Источниками звука могут быть устройства различных конструкций: пороховые, акустические, ударные.
Принцип создания упругой волны волномером основан на резком выпуске газа из затрубного пространства в атмосферу. Волномер включал в себя запорный орган, посредством которого создавался выпуск газа и термофон, воспринимающий созданный и отраженный импульсы. Волномер в рабочем положении присоединяется к задвижке на линии затрубного пространства скважины.Для получения импульса втулки сдвигаются в другое крайнее положение. Момент совмещения щели с зазором между втулками и образует нужный нам импульс, отмеченный своеобразным хлопком - выпуском газа в атмосферу и пикой на волнограмме. Качественные волнограммы могут быть получены при давлении газа в затрубном пространстве от 0,05 МПа и выше.
Замер дебита скважин.
Основным устройством для замера дебита является автоматизированная групповая замерная установка. Установка предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин по жидкости и газу. Состоит из блока технологического и блока автоматики.
Блок технологический имеет несколько исполнений в зависимости от количества подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Максимально возможное количество подключаемых скважин 14. Все оборудование смонтировано на металлическом основании, по периметру которого крепятся трехслойные металлические панели с утеплителем. Установки имеют электрическое освещение, отопление, принудительную вентиляцию. Работа установки осуществляется так: Скважинная продукция - газожидкостная смесь, поступает по выкидным линиям в установку. Здесь каждый трубопровод присоединяется к многоходовому переключателю, представляющему собой два цилиндра. Наружный из них неподвижен, внутренний - вращается по заранее установленной программе, поочерёдно останавливаясь против одной из выкидных линий скважин. В это время жидкость других скважин через общий коллектор поступает в сборный трубопровод и транспортируется на сборный пункт. Жидкость скважины, трубопровод которой в данный момент сообщён с внутренним цилиндром переключателя, поступает в сепаратор, где происходит отделение её от газа и замер дебита турбинным расходомером. Одновременно фиксируется обводнённость, замеряется объём газа и другие параметры.
Термодинамические исследования скважин
По мере углубления скважины в земную кору, увеличивается температура пород. Величина температурного градиента - прироста температуры на единицу губины, для разных месторождений различна, но для конкретного месторождения постоянна. Например, для Туймазинского нефтяного месторождения она составляет - 0 03 °С/м. Установлена также зависимость между скоростью потока жидкости, протекающей через фиксированное сечение трубы (а значит и дебитом) и температурой. Следовательно, зная распределение температуры по стволу неработающей скважины и записав термограмму в работающей скважине, можно получить материалы об интенсивности притока по толщине одного или нескольких пластов, а также о дебите скважины. Замер температуры производится термометрами дистанционного типа или местной регистрацией.