Оборудование и приборы для гидродинамических исследований скважин

ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН — Студопедия.Нет

Министерство образования И НАУКИ российской федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение

Высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине: «исследование скважин и пластов»

для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

всех форм обучения

Сургут, 2015

Лекционный курс по дисциплине «исследование скважин и пластов» для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский государственный нефтегазовый университет филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте. – 99С.

Составитель: Янукян Арам Погосович, к.э.н.

ЛЕКЦИЯ №1

Основы гидродинамических исследований скважин

План

1.1. Цели и методы гидродинамических исследований пластов и скважин

1.2. Область применения гидродинамических моделей
для различных типов коллекторов

1.3. Приборы и оборудование для исследования скважин

1.4 Оборудование для спуска приборов в скважину

1.5 Определение глубины спуска приборов в скважину

Цели и методы гидродинамических исследований пластов и скважин

Все существующие промысловые ГД методы исследования скважин можно подразделить на три большие группы.

К первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации.

Вторая группа включает в себя методы исследования при неустановившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим названием исследования скважин
по кривым восстановления давления (уровня).

Третья группа включает методы исследования пластов повзаимодействию скважин (гидропрослушивание)] при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.

В результате проведения гидродинамических исследований тем или иным методом определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, а именно:

ü гидропроводность

ü комплексный параметр

ü коэффициент продуктивности

Коэффициент продуктивности показывает, какое количество жидкости В сутки добывается из скважины при снижении на ее забое давления на 1 ат. При проведении комбинированных исследований и применении специальных методик обработки результатов исследований можно определить скин-эффект.

1.2. Область применения гидродинамических моделей
для различных типов коллекторов

Достоверность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта по результатам гидродинамических исследований скважин зависит от ряда факторов. Среди них особо выделим следующие: правильный выбор гидродинамической модели и, соответственно, методики интерпретации результатов; определение области применения той или иной методики; источники возможных погрешностей, для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта в промысловых условиях наиболее часто используются кривые восстановления давления (КВД), обработка которых производится с использованием различных методик. Так, для терригенных коллекторов применяют методы, учитывающие приток жидкости - методы УкрНИГРИ, Щелкачева; с учетом совершенства скважины - Минеева, Хорнера. для оценки параметров карбонатных коллекторов с двойной пористостью чаще всего используются методы Уоррена-Рута, Полларда, Грингартена, Котяхова.

Очевидно, что каждый из упомянутых методов по своему реагирует на неоднородность и отличается от других какими-то свойственными только ему признаками, имеет свои определенные допущения и области применения.

Критерием применимости методов обработки КВД с учетом или без учета притока является условие:

где П - заданная погрешность.

Обработку КВД по моделям без учета притока с точностью до 1 % можно проводить при условии

Как показано в [16], при q*t >>q(t) погрешность в параметрах, получаемых при обработке КВД без учета притока, незначительна. Данное условие справедливо для монотонного характера изменения притока.

При интерпретации результатов без учета притока применяются методики ВНИИ, Хорн ера и Минеева. Указанные методики исходят из условия мгновенного прекращения притока в скважину.

Это условие хорошо выполняется, когда мы имеем дело со скважиной, заполненной негазированной жидкостью. В остальных случаях продолжающийся приток жидкости может исказить получаемую кривую. При большой длительности исследования, когда приток в скважину становится незначительным, фактическая КВД асимптотически приближается к прямой, которая получалась бы при мгновенном закрытии скважины. В результате может быть значительно занижена проницаемость и завышено совершенство скважины, так как пологие участки кривых, которые могут быть ошибочно приняты за искомую асимптоту, имеют всегда большой наклон и лежат ниже нее. По ряду скважин приведенные радиусы оказались весьма большими, что говорит об ошибках в интерпретации КВД. для правильной расшифровки КВД указанными методами необходимо использовать поздний участок, т.е., исследования всегда должны быть более продолжительными.

В методике Минеева совместно решаются уравнения дебита при стационарном и нестационарном режимах фильтрации. Данная методика учитывает коэффициент совершенства скважины.

Дебит описывается уравнениями:

- при стационарном режиме фильтрации:

- при нестационарном режиме:

Принимается, что стационарный режим фильтрации является частным случаем нестационарного, при котором величина депрессии равна разности между пластовым и забойным давлениями.

Одним из недостатков данной методики Минеева является в известной мере произвольный выбор конечного прямолинейного участка в качестве касательной. В зависимости от наклона касательной, т.е., от выбора прямолинейного участка, получают различные значения гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности.

Интегральный метод Чарного-Умрихина сложен и требует значительных затрат времени при обработке КВД. Наиболее простыми и достаточно точными являются методики В.Н.Щелкачева, А.С.Кундина и УкрНИГРИ. 

Методика В.Н.Щелкачева с учетом притока применяется для скважин с высокими и средними дебитами (выше 5 м³/сут). В данном методе использованы характеристики функции плоско-радиального потока.

Методика УкрНИГРИ применяется для' скважин с малыми дебитами - до 5 м³/сут. В основу метода УкрНИГРИ обработки КВД с учетом притока положен интегральный метод, разработанный Э.Б. Чекалюком для радиального неограниченного пласта с ограниченным радиусом скважины. В этой методике достигнуто значительное упрощение в вычислениях с сохранением достаточной точности в решениях.

Ряд методов интерпретации КВД учитывает предысторию работы скважины до остановки. Одним из них является метод Хорнера, базирующийся на решении основного уравнения для точечного источника и бесконечном пласте. Одиночная эксплуатационная скважина с дебитом q рассматривается как математический сток, мощность которого равна +h. Предполагается, что при остановке приток в скважину мгновенно прекращается.

В силу принятых допущений описанным способом можно пользоваться на ранней стадии разработки, когда пробурено небольшое число скважин и из пласта отобрано еще немного нефти.

В усовершенствованном методе Хорнера время непрерывной работы скважины до ее остановки Т предложено определять как отношение накопленной добычи с момента разработки скважины на дату исследования КВУ к среднему дебиту с начала разработки. Определенное таким образом Т имеет огромное значение. Проведенный нами анализ показал, что значения определяемых параметров пласта зависят от величины приведенного времени. На практике трудно определить правильно приведенное время, что является одним из недостатков данного способа.

Для карбонатных коллекторов месторождений Татарстана обоснованы и предложены для использования при интерпретации гидродинамические модели Уоррена-Рута, Полларда, а также Грингартена [20 ].

Модель Уоррена-Рута представляет решение уравнения течения жидкости в скважине в трещиноватой породе с двумя видами пустотности. Решение дано для радиального течения в бесконечном пласте. В модели Уоррена-Рута трещиноватый пласт схематизируется одинаковыми прямоугольными параллелепипедами, разделенными прямоугольной сетью трещин. Считается, что движение жидкости 8 скважине происходит по системе трещин, а матрица непрерывно питает всю систему трещин в условиях квазистационарного течения. Предполагается, что раскрытость трещин постоянна, Т.е. сжимаемость трещин не учитывается.

Для описания нестационарного течения выведена зависимость, учитывающая влияние давления и представляющая собой функцию двух безразмерных параметров λ и ω, где λ - интенсивность перетока из блоков в трещины, ω - емкостной коэффициент.

Модель Уоррена-Рута обеспечивает достаточно детальное понимание механизма фильтрации в трещиноватом пласте. Проведенными исследованиями установлено, что характеристика трещиноватого пласта по методу Уоррена-Рута корректна для тех случаев, когда распределение трещин является равномерным и различие между фильтрационной способностью трещин и материнской породы достаточно большое. Использование равномерной системы блоков и трещин является математическим приемом. Однако это может оказаться справедливым при условии, когда распределение коэффициента конфигурации пласта можно заменить единственной величиной для объема пласта, реагирующего в период исследования скважин.

Поскольку этот объем мал по сравнению с объемом всего пласта, данная аппроксимация является, вероятно, справедливой. Основным же недостатком этой модели является то, что в ней не учитывается движение жидкости в блоках матрицы.

На основе промысловых наблюдений Уоррен и Рут разработали рекомендации для исследования пластов с преобладанием естественной трещиноватости.

Прежде всего, необходимо как можно точнее определить оба прямолинейных участка. Если первый прямолинейный участок маскируется влиянием объема скважины, то по наклону этого участка можно получить неверные характеристики переходной зоны. В этом случае рассчитанные значения проницаемости и скин-эффекта будут завышенными. Если не имеется достаточного количества данных для определения существования второго прямолинейного участка, то переходная зона может быть ошибочно экстраполирована и пластовое давление будет значительно меньше давления, определенного по кривой в момент остановки скважины. Во избежание этих ошибок следует, во-первых, использовать данные по определению забойного давления в закрытой скважине, чтобы минимизировать влияние объема скважины и избежать ошибки при нахождении первого прямолинейного участка. Во-вторых, для определения второго прямолинейного участка продолжительность исследования скважины должна быть достаточно большой.

В модели Полларда изменение давления в переходном периоде рассчитывается как результат взаимодействия трех областей, которые развиты в трещиноватом пласте [17].

Первую область образует система трещин вокруг скважины, вторую - вся трещинная система пласта вдали от скважины и третью - матрица, которая питает трещины. Вначале падение давления бывает связано с системой трещин, окружающих скважину, затем с системой трещин всего пласта и только на третьей стадии - с падением давления в матрице. После того как снизилось давление в матрице, и она начала питать трещины, процесс течения быстро становится квазистационарным. Модель Полларда позволяет учитывать пористость трещин и матрицы, объем трещин.

Недостаток этой модели заключается в том, что она не учитывает радиальную геометрию течения и сводит задачу к простому процессу расширения.

Для определения размеров и ориентации трещин предложена модель Грингартена. Используется математическая модель для исследования неустановившегося потока в вертикальной трещине в неограниченном пласте при следующих допущениях - в первом решении принимается, что плоскость трещины имеет бесконечную проводимость, но при этом предполагается, что вдоль плоскости трещины нет перепада давления в какой-то момент времени. Второе решение принимается для равномерного потока, оно предполагает появление трещин с высокой ограниченной проводимостью. Это граничное условие включает в себя предпосылку, что давление вдоль плоскости трещины изменяется.

Для обоих типов трещин (с равномерным притоком и бесконечной проводимостью ) можно выделить три характерных участка на кривых КВД - участок линейного течения при малых значениях времени, соответствующий прямой с наклоном 1/2 в логарифмических координатах; участок псевдорадиального течения, соответствующий прямой линии в полулогарифмических координатах; участок псевдостационарного течения, характеризующийся прямой линией с единичным наклоном в логарифмических координатах.

Грингартеном была разработана математическая модель для исследования неустановившегося потока в горизонтальной трещине при частичном вскрытии или ограниченном потоке на входе при следующих допущениях: пласт является горизонтальным, гомогенным с анизотропной проницаемостью по горизонтали и вертикали, характеризуется линейным потоком; трещина простая - горизонтальная, симметричная, центральная по отношению к скважине; однородная жидкость - слабосжимаемая, притекает из пласта в трещину с постоянной скоростью, распределяющейся равномерно по всему объему трещины; отсутствует течение через подошву и кровлю пласта; давление остается неизменным и эквивалентным начальному, когда радиальное расстояние достигает величины, близкой к бесконечной.

По модели Грингартена путем наложения фактической кривой к эталонной оценивается ориентация и размеры трещин.

При этом надо всегда учитывать, что данная методика сводит всю систему трещин к одной, направление и параметры которой характеризуют усредненные по всему объему значения.

ПРИБОРЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

В зависимости от решаемых задач в результате промысловых и гидродинамических исследований определяются фильтрационные характеристики пласта, продуктивные пропластки, интервалы обводнения, забойные и пластовые давления и так далее. Анализ исследовательского материала позволяет осуществлять выбор оптимального режима работы технологического оборудования и оценку его технического состояния.

Исследовательские работы, проводимые в процессе разработки нефтяных месторождений, включают в себя следующее:

• измерения необходимых физических параметров глубинными приборами, спускаемыми в скважину на скребковой про волоке или геофизическом кабеле;

• измерения стационарными и переносными приборами на устье скважин с целью определения уровня жидкости, силовых нагрузок, энергетических затрат и т.д.;

• лабораторные исследования глубинных и поверхностных . проб нефти.

Глубинные приборы и оборудование
для спуска их в скважину

Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.

1. Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящемся в скважине; спуск их в скважину производится на проволоке.

2. Дистанционные приборы: преобразование измеряемой величины осуществляется в глубинном снаряде, а регистрация - вторичным прибором, установленным на поверхности; спуск глубинного снаряда в скважину и передача информации на поверхность производится при помощи специального геофизического кабеля.

В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются в основном следующие физические величины:

- давление и приращение давления;

- наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины;

- температура;

- влагосодержание - фазовое соотношение нефти и воды в потоке жидкости;

- технические параметры, необходимые для привязки приборов по глубине.

Измерение давления

В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на три основные группы.

1. Механические манометры, предназначенные для измерения абсолютного значения давления.

2. Механические дифманометры, предназначенные для измерения приращений давления.

3. Электронные манометры - дистанционные и с местной регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения позволяют использовать их для измерения абсолютного значения и приращений давления одновременно.

Технические характеристики некоторых известных глубинных приборов для измерения давления приведены в табл.1

Измерение расхода жидкости

В зависимости от области применения глубинные расходомеры можно разделить на четыре группы.

1. Приборы большого диаметра, с пакером и без пакера – для исследования нагнетательных скважин без НКТ.

2. Малогабаритные беспакерные расходомеры - для исследования нагнетательных скважин через НКТ.

3. Малогабаритные расходомеры с управляемымпакеромприменяются при исследовании фонтанирующих скважин.

4. Расходомеры сверхмалого диаметра с управляемымпакером - для спуска через межгрубное пространство в скважины, оборудование ШГН.

В промысловой практике получили распространение дистанционные расходомеры с турбинными датчиками и механическими пакерующими устройствами - как наиболее надежные и отвечающие жестким скважинным условиям работы. Сравнительные характеристики наиболее часто применяемых расходомеров отечественного производства приведены в табл.2.

Глубинные термометры

Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга, как по принципу действия, так и по конструктивному и схемному исполнению. Условно, глубинные термометры можно разделить на три группы.

1. Приборы с местной регистрацией - в них обычно применяются манометрические и дилатометрические датчики. Такие термометры обладают большой тепловой инерционностью и используются для измерения установившихся тепловых процессов и в относительно небольшом интервале глубин.

2. Дистанционные термометры сопротивления, принцип действия которых основан на изменении сопротивления чувствительного элемента при изменении его температуры. К этой группе относится большинство глубинных термометров, применяемых при геофизических исследованиях.

3. Дистанционные частотные термометры, принцип действия которых основан на изменении частоты колебательного контура в зависимости от температуры окружающей среды. Высокая чувствительность и малая тепловая инерционность термометров этой группы позволяет использовать их как при "точечных" измерениях, так и при непрерывном продвижении глубинного прибора вдоль ствола скважины.

Технические характеристики некоторых глубинных термометров приведены в табл.3.

Глубинные влагомеры

Для определения фазового соотношения воды и нефти в продукции скважины используют диэлькометрические (диэлектрические) влагомеры, основанные на изменении диэлектрической проницаемости смеси воды и нефти. Такого рода исследования проводятся в многопластовых нефтяных скважинах и при решении некоторых специальных задач.

Технические характеристики наиболее часто применяемых влагомеров приведены в табл.4.

Глубинные пробоотборники

Конструкция глубинных пробоотборников должна отвечать ряду требований:

• проба жидкости должна быть отобрана на заданной глубине при известных давлении и температуре;

• отобранная проба должна обладать максимальной представительностью, т.е. должна достоверно характеризовать свойства нефти в месте отбора;

• объем пробы должен быть достаточен для последующего изучения.

Указанные требования выполняются по-разному в различных конструкциях пробоотборников, однако по принципу заполнения рабочей камеры прибора жидкостью все глубинные пробоотборники можно разделить на два типа.

1. Пробоотборники с проточной (открытой) камерой: во время спуска прибора поток скважиной жидкости свободно проходит через камеру, клапаны закрываются лишь после достижения заданной глубины.

2. Пробоотборники непроточного типа: рабочая камера в таких приборах во время спуска закрыта и открывается на заданной глубине.

Технические характеристики некоторых наиболее часто применяемых пробоотборников приведены в табл.5.

При затруднениях со спуском глубинного пробоотборника в скважину (например, в механизированных скважинах по межтрубью) используют контейнер КЖО, позволяющий набирать, перевозить и хранить, так называемые, "рекомбинированные" пробы. Заполнение контейнера исследуемой жидкостью производится на устье скважины через пробоотборный кран: скважину заставляют некоторое время работать на прикрытую задвижку с целью повышения давления выше давления насыщения и поступления порций глубинной жидкости, затем пропускают через контейнер (при обоих открытых вентилях) исследуемую жидкость в количестве пятикратного объема рабочей полости контейнера, закрывают выходной вентиль и, после создания необходимого давления, закрывают второй вентиль.

studopedia.net

Приборы и аппаратура для исследования скважин

ГЛАВА VI ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Приборы и аппаратура при газогидродинамических исследованиях скважин применяются с целью определения достоверных величин необходимых параметров. Ниже рассматриваются приборы и аппаратура, которые можно использовать на газовых промыслах СССР для измерения давлений, температур и расходов газа. Измерение указанных параметров в зависимости от вида исследований может проводиться на поверхности и в стволе скважины — так называемые «глубинные исследования». При глубинных исследованиях помимо самих измерительных приборов или систем требуется определенный комплекс оборудования для проведения спуско-подъемных операций. Несмотря на значительное усложнение процесса исследования с глубинными приборами обойтись без них не всегда возможно, так как в некоторых случаях определить необходимые параметры с приемлемой точностью аналитическим путем не удается.    '

Для глубинных исследований применяются глубинные приборы следующих

разновидностей.3 ^:    Г

Приборы с местной регистрацией измеряемого параметра, которые спускаются в скважину на специальной проволоке-канате и состоят из датчика, чувствительного к измеряемому параметру, и механизма, позволяющего записать величину измеренного параметра на специальном диаграммном бланке. После подъема прибора из скважины и извлечения диаграммного бланка проводится расшифровка записи прибора и определение измеренной величины параметра.

Глубинные дистанционные приборы, включающие в себя глубинный снаряд, содержат чувствительный датчик ^преобразователем и вторичную аппаратуру. Сигнал датчика о величине измеряемого параметра, преобразованный в электрический, по геофизическому бронированному кабелю передается на расположенную на поверхности вторичную аппаратуру, которая в свою очередь расшифровывает принятый сигнал, показывает или записывает его.

Преимущество приборов с местной регистрацией — сравнительная простота проведения спуско-подъемных операций из-за малого диаметра проволоки, а недостаток — отсутствие информации о работе прибора в скважине.

В таком случае возможны некачественные исследования из-за неисправности прибора, которые необходимо повторять.

Дистанционные приборы при всей сложности спуско-подъемных операций обладают тем преимуществом, что дают постоянную информацию о работе прибора в скважине и величине регистрируемого параметра. В необходимых случаях можно сразу провести повторные контрольные измерения или проследить изменение параметра по любому интервалу глубины скважины.

Практика проведения газогидродннамических исследований скважин показала, что исполнители должны знать методику испытания и обработки полученных результатов, принцип действия и устройство приборов и аппаратуры, иметь определенный опыт работы с ними, учитывать особенности конструкции и обвязки скважин, строго соблюдать правила техники безопасности. Для проведения исследовательских работ на промыслах специальные исследовательские бригады должны быть обеспечены всеми необходимыми приборами и аппаратурой, оборудованием, приспособлениями. В обязанности такой бригады помимо основной задачи (проведение газогидродинамических исследований) должны входить операции по подготовке скважины, ремонту, наладке и тарировке приборов и аппаратуры, обработке полученных результатов.

Подготовка скважины к проведению любого исследования — важный этап, от которого зависит не только качество получаемых результатов, но и, как правило, сама возможность проведения намеченных испытаний. В процессе подготовки скважины могут проводиться в зависимости от вида предстоящего исследования и от степени обустройства промысла следующие операции: установка передвижных мостков, лубрикатора на соответствующее давление, вышки для спуска и подъема глубинных приборов в скважину, проверка и подключение газопровода и приборов для измерения дебита, подключение сепаратора для отделения жидкзй фазы, установка приборов для измерения устьевых давлении и температур и,т. д.

Описание устройства приборов и аппаратуры, а также методов работы с ними дается в таком объеме, который необходим как дополнение к сведениям, содержащимся в «Паспортах» и «Инструкциях по применению», поставляемых заЕОДОм-изготовителем с каждым экземпляром прибора. Краткое описание дистанционных приборов всех типов рекомендуется использовать как справочный материал, так как серийно эти приборы не выпускаются и исследования скважин с их помощью ведут авторские коллективы.

VI. 1. ПРИБОРЫ И АППАРАТУРА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

В процессе газогидродинамических исследований возникает необходимость измерения давления на устье скважины, в узле измерения дебита и в стволе скважины на различных глубинах. Давление на устье скважины и в узле измерения дебита следует измерять пружинными показывающими манометрами типа МО и МТИ. В стволе скважины давление измеряют глубинными регистрирующими и дистанционными манометрами.

VI. 1.1. Пружинные манометры

Устройство и общий вид манометров типа МО и МТИ показан на рис. VI. 1. Чувствительным элементом служит пружина 5. При увеличении давления она распрямляется и через рычажную систему и зубчатый сектор 3 поворачивает стрелку 4 на соответствующий угол. Отсчет проводится по шкале, градуированной в делениях.

Пересчет давлений в кгс/см² проводят по формуле

p=A_H+n(N-B_H), (VI.1)

где р — избыточное давление, кгс/см²; N — показания манометра, деления; А_н, В_н — ближайшее нижнее значение от N по тарировочной таблице используемого манометра, кгс/см² и деления соответственно;

п=(А_в-А_н)/(В_а-В_н), (VI.2)

где А_в, 5„— ближайшее верхнее значение давления от N по тарировочной таблице, кгс/см² и деления соответственно; п — цена деления манометра.

Пример. Рассчитать давление но показанию манометра N — 260,1 деления. По тарировочной аблицс для данного манометра имеем: В_}{ =

= 554,0 дел.; Л_И = 85 кгс/см²; = 269,2 дел.; Л_в —

Рис. VI.I* Пружинный МЯН04 метр.

1 — резьба установочная; 2 — тяга; 3 — зубчатый сектор; 4 — стрелка; 5 — пружина

90 кге./ем².

Тогдд

„ = (90 — 85)/(2б9,2 — 254) = 0,329; р = 85 -[ 0,329 (260,1 — 254) = 87,0 кгс/см².

Технические характеристики пружинных показывающих манометров приведены в табл. VI. 1.

При установке образцо

www.neftemagnat.ru

Какие существуют приборы для гидродинамического исследования скважин?

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 6.10), который состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.

Глубинный прибор с присоединенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на автомашине.

После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется специальным измерительным роликом, соединенным со счетчиком, показывающим глубину спуска прибора. После

Рис. 6.10. Лубрикатор

измерений прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность.

Для насосной эксплуатации имеются малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400 т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу скважины снова переводят на прежний режим.

Рис. 6.11. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.11, а). Чувствительным элементом п этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. Поэтому вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Таким образом, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически неограниченную длину. В то же время они должны обладать большой точностью измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно знать изменение этого давления при измерении, например, депрессии пли при снятии КВД.

Дифференциальный манометр предназначен для более точного измерения давления в скважине, начиная с заданной величины, зависящей от давления зарядки измерительной камеры прибора. В принципе это тот же поршневой манометр, в верхней камере которого не атмосферное давление, а давление зарядки. Очевидно, если давление зарядки сделать 10 МПа, то шток начнет перемещаться только при давлениях, превышающих 10 МПа. Таким образом, весь полезный ход штока останется для записи давления, превышающего 10 МПа.

Малогабаритные манометры. Существует большое число так называемых малогабаритных скважинных приборов для гидродинамических исследований в скважинах. Внешний диаметр таких приборов 18 - 22 мм. Длина от 0,7 до 2 м. Эти приборы созданы для измерений через кольцевое

students-library.com

Приборы ГДИС | Гидродинамические исследования скважин (ГДИС)

По порядку:
У "Микона" юридически свои потомки и сайт тот же http://www.mikon.ru "Геостар" бывший "Микон-К" это часть людей ушедших из "Микона"

На базе Cassio Cassiopea блок регистрации был не у "Микона", а у нас с "Маркетинг-сервисом".
Серийный блок регистрации у нас пока на базе НР 2190 или НР 114 и называется БР "Профи". У него есть существенное преимущество: БР "Профи" выступает не только в качестве хранилища данных и визуализатора, а позволяет полностью управлять датчиками на скважине, точно так же, как если бы у Вас был с собой ноутбук (можете не только с эхолотом работать, но и программировать, а затем считывать данные с манометров). Причем сейчас мы реализовали интерфейс для операторов разной квалификации: 1-экспресс эхометрирование, когда оператор низкой квалификации или надо очень быстро замерить уровень не вдаваясь в подробности, 2-эхометрирование, когда оператор видит большой график, может двигать маркера (если не устроило, как они встали автоматом), может даже "руками" изменить значение скорости звука для данного замера (уровень пересчитается автоматически).

Кроме того мы планируем в этом году запустить в серию взрывозащищенный КПК, рассчитанный на работу при температуре -40С, нашей собственной разработки. Т. е. по функциональности это будет все тот же КПК, только собранный из специальных компонентов и имеющий вандалоустойчивый корпус и клавиатуру.

По поводу эхолота "Автон 102", доказано что он отбивает уровня 2400-2500 (а были случаи и 2800) при Рзатр=0. Генерация сигнала при этом резиновым сильфоном (резиновая гофра, такая же как и у "Микона"). При вакууме и в "поганом" диапазоне давлений 0.1-0,3 атм отбивает тоже уверенно и хорошо, только есть небольшое ноу-хау, которое мы раскрываем людям при обучении (могу отписать в личку). Скорее всего люди о которых пишет ortoklaz брали комплекс без обучения, поэтому при вакууме ниже 1500 и не могут отбиться (или это проблема в их конкретном приборе с которой надо разбираться).

Еще раз ТО ortoklaz у Вас в профиле не указан регион, откуда Вы, поэтому перешлите, пожалуйста, мне в личку или на auton/собака/autograph/тчк/com/тчк/ru координаты людей у которых есть проблема с прибором.

Манометры: если есть физическая возможность, то манометры спускаются в затруб, причем у нас есть кабельная модификация, когда манометр спускается (или уже спущен) на кабеле и по нему сразу же передает информацию как накопленную, так и в режиме реального времени.________.JPG

www.petroleumengineers.ru

Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

Количество просмотров публикации Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин - 224

Приборы спускают в скважины без остановки их работы. Поскольку доступ к забою через НКТ возможен в фонтанных и газлифтных скважинах, на устьях которых всœегда имеется давление, иногда очень значительное, то измерительные приборы в действующую скважину вводят через лубрикатор (рис. 6.10), который состоит из корпуса 1, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 арматуры устья скважины. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускаемого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравнительный отвод 8.

Лубрикатор устанавливают при закрытой задвижке 2 без нарушения режима фонтанной пли газлифтной скважины, нефть из которой поступает непрерывно в боковой отвод 9. Перед спуском прибора в скважину отворачивается сальниковая крышка 4, через которую продергивается кабель или проволока.

Глубинный прибор с присоединœенной проволокой опускают в корпус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока заправляется на направляющий ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки транспортируемой на автомашинœе.

После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются; после чего прибор спускают в скважину. Длина смотанной с барабана проволоки или кабеля измеряется специальным измерительным роликом, соединœенным со счетчиком, показывающим глубину спуска прибора. После

Рис. 6.10. Лубрикатор

измерений прибор извлекается в обратном порядке. Сначала он вводится в корпус лубрикатора, затем закрывается задвижка 2 и после уравновешивания давления с помощью крана 7 открывается сальниковая крышка и прибор извлекается на поверхность.

Стоит сказать, что для насосной эксплуатации имеются малогабаритные лубрикаторы. Такие лубрикаторы устанавливаются эксцентрично на верхнем фланце насосной устьевой арматуры и предназначены для спуска в кольцевое пространство насосных скважин малогабаритных скважинных манометров с наружным диаметром менее 28 мм. Спуск измерительных приборов в скважины, работающие с дебитом более 300 - 400 т/сут (зависит еще и от газового фактора), обычно вызывает затруднения, так как встречный поток жидкости из-за гидравлических сопротивлений, вызываемых наличием прибора, препятствует его спуску. В подобных случаях к глубинным приборам подвешивают грузовую штангу. При очень больших дебитах, перед спуском прибора, прикрытием выкидной задвижки или регулируемого штуцера дебит уменьшают до такого, при котором спуск прибора становится возможным. После спуска прибора ниже башмака НКТ, где скорость восходящего потока мала, работу скважины снова переводят на прежний режим.

При этом такое нарушение может отразиться на измеряемых параметрах, в связи с этим после такой операции скважинœе крайне важно дать возможность выйти на установившийся режим. Многие скважинные приборы (манометры, термометры, пробоотборники) имеют автономную регистрацию измеряемых параметров внутри самого прибора. Такие аппараты спускаются на стальной (из прочной тигельной стали) проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм. Проволока не должна иметь скруток и спаек, так как должна беспрепятственно проходить через сальник лубрикатора. Все приборы с дистанционной регистрацией показаний п дебитомеры с дистанционным управлением раскрытия и закрытия пакера спускаются на тонком электрическом кабелœе.

Рис. 6.11. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров

Скважинные исследования большей частью заключаются в измерениях забойных давлений с помощью манометров. Существует много типов скважинных манометров, но наиболее простым и распространенным является манометр скважинный геликсный (МГН-2) с автономной регистрацией (рис. 6.11, а). Чувствительным элементом п этом манометре является многовитковая пустотелая плоская пружина-геликс 1, заполненная под вакуумом легким маслом. При давлении внутри пружины каждый виток, как и в обычном манометре, разворачивается па некоторый угол вокруг вертикальной оси. Последний верхний заглушенный виток поворачивается па угол, равный сумме углов поворота всœех витков. На верхнем витке укреплено легкое царапающее перо 2, угол поворота которого пропорционален давлению. Нижний конец геликсной пружины сообщается с сильфоном 3 (эластичная металлическая гармошка), исполняющим роль разделителя жидкостей. Сильфон также заполнен маслом. Он омывается скважинной жидкостью, давление которой без потерь передается через сильфон жидкости внутри геликса.

Регистрирующая часть состоит из следующих элементов. Часовой механизм 4 приводит во вращательное движение ходовой винт 5, который сообщает регистрирующей каретке 6 равномерное поступательное движение. По этой причине вертикальное перемещение каретки пропорционально времени, истекшему с момента пуска часового механизма на поверхности перед герметизацией прибора.

Все детали манометра, за исключением сильфона, заключены в прочный герметичный корпус 7, внутри которого сохраняется атмосферное давление. Камера, где помещен сильфон, сообщается через отверстие с наружной средой. Обычно в нижней части прибора в специальной камере помещается обыкновенный максимальный термометр для регистрации температуры на забое скважин и внесения температурных поправок в показания манометра.

На внутренней стороне каретки (стакана) укладывается бланк из специальной бумаги, на которой острие царапающего пера оставляет тонкий след при ничтожно малом трении. Перо пишет дугу, пропорциональную давлению, при непрерывно перемещающейся каретке. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, на бумажном бланке остается запись в координатных осях Р и t (давление и время). Расшифровка записи, т. е. измерение ординат (Р), осуществляется на оптических столиках с микрометрическими винтами.

Скважинные манометры должны иметь малый диаметр и практически неограниченную длину. В то же время они должны обладать большой точностью измерений, так как не так важно знать точное абсолютное давление, как важно точно знать изменение этого давления при измерении, к примеру, депрессии пли при снятии КВД.

referatwork.ru

8.2.4.Глубинные приборы, применяемые при исследованиях

скважин

Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.

Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящемся в скважине; спуск их в скважину производится на проволоке.

Дистанционные приборы: преобразование измеряемой величиныосуществляется непосредственно в глубинном снаряде, а регистрация вторичным прибором, установленным на поверхности; спуск глубинного снаряда в скважину и передача информации на поверхность производятся при помощи специального геофизического кабеля.

В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на три основные группы.

1)Механические манометры, предназначенные для измерения абсолютного значения давления.

2)Механические дифманометры, предназначенные для измерения приращений давления.

3)Электронные манометры — дистанционные и с местной регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения и приращений давлений одновременно.

Для измерения температуры в скважине используются термометры, отличающиеся друг от друга как по принципу действия, так по конструктивному и схемному исполнению. Условно, глубинные термометры можно разделить на три группы.

1)Приборы с местной регистрацией - в них обычно применяются манометрические и дилатометрические датчики. Такие термометры обладают большой тепловой инерционностью, используются для измерения установившихся тепловых процессов и в относительно небольшом интервале глубин.

2)Дистанционные термометры сопротивления, принцип действиякоторых основан на изменении сопротивления чувствительного элемента при изменении его температуры. К этой группе относитсябольшинство глубинных термометров, применяемых при геофизических исследованиях.

3)Дистанционные частотные термометры, принцип действия которых основан на изменении частоты колебательного контура в зависимости от температуры окружающей среды. Высокая чувствительностьи малая тепловая инерционность термометров этой группы позволяют использовать их как при точечных измерениях, так и при непрерывном продвижении глубинного прибора вдоль ствола скважины [8].

8.3.Промыслово-геофизические методы

При промыслово-геофизических исследованиях с помощью при­боров, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются:

• электриче­ские свойства пород (электрокаротаж),

• радиоактивные (радио­активный каротаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи),

• акустические (акустический каротаж),

• механические (кавернометрия) и т. п.

Промыслово-геофизиче­ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли­тологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного котакта (ГНК) и их про­движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить ра­ботающие интервалы пласта, установить профили притока и по­глощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче­ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудова­ния, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.).

studfile.net

Оборудование и приборы, применяемые при исследовании скважин и пластов

Для спуска глубинных приборов в скважину, эксплуатируемую фонтанным, газлифтным или насосным (когда в скважину насосное оборудование спущено на колонне НКТ) способом, используют специальное устройство на устье скважины, называемое лубрикатором (в этом случае спуск приборов осуществляется без остановки скважины). Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В

верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.

Измерение давления осуществляется глубинными манометрами, среди которых наибольшее распространение получили геликсные и поршневые манометры с автономной регистрацией измеряемого давления.

Геликсный манометр (рис. а). Измерительная часть его представлена сильфоном 1 и геликсной пустотелой многовитковой плоской пружиной 2, заполненных жидким маслом. Сильфон установлен в нижней изолированной части корпуса манометра 3. Эта часть через отверстие 4 сообщается со скважиной. Измеряемое давление действует на сильфон и передается геликсной пружине, последний заглушённый виток которой (считая от сильфона) поворачивается на определенный угол, пропорциональный давлению. На верхнем витке геликсной пружины закреплено специальное царапающее перо 5, которое также поворачивается на тот же самый угол, на который поворачивается и последний виток геликсной пружины. Регистрирующая часть манометра состоит из каретки 6, которая посажена на ходовом винте 7, а тот соединен с часовым механизмом 8. Часовой механизм вращает ходовой винт, а тот сообщает каретке 6 поступательное движение. Перед спуском манометра в скважину заводится часовой механизм; каретка при этом находится в верхней части. Начиная с этого момента, каретка перемещается вниз на расстояние, пропорциональное времени с начала работы часового механизма. В нижней части манометра в специальном кармане устанавливают максимальный термометр 9. Внутри корпуса манометра давление равно атмосферному. Регистрация давления осуществляется на специальном бланке в координатах «давление Р—время t», который закрепляется на внутренней стороне каретки.

Поршневой манометр (рис. б). Измерительная часть его представлена поршнем 1, один конец которого соединен с растягивающей пружиной 2, закрепленной в нижней камере В корпуса манометра 3. В камере В имеется отверстие 4, сообщающее эту камеру со скважиной. Поршень уплотнен в корпусе манометра сальником 5, который и делит корпус на две камеры: нижнюю В и верхнюю А. В верхней камере давление равно атмосферному. На верхнем конце поршня 1 закреплено специальное перо 6. Регистрирующая часть состоит из каретки 7, которая соединена с часовым механизмом 8. При работе часового механизма каретка поворачивается. На внутренней поверхности каретки закрепляется специальный бланк. Давление в нижней камере В воздействует на нижний торец поршня, вследствие чего поршень движется вверх, а перо при этом прочерчивает на бланке вертикальную линию, равную перемещению штока и пропорциональную давлению в нижней камере. Не останавливаясь на преимуществах и недостатках каждого из манометров, отметим, что они должны иметь небольшой диаметр. Для специальных исследований, например, через затрубное пространство, применяются малогабаритные манометры, диаметр которых не превышает 22 мм

Кроме глубинных манометров, при исследовании скважин применяются глубинные термографы, глубинные расходомеры, а также глубинные комбинированные приборы типа аппарата «Поток».

Современные механизированные установки для добычи нефти содержат в погружном агрегате встроенную постоянно действующую измерительную систему, передающую информацию на поверхность. При этом фиксируемые параметры измеряются на глубине спуска погружного агрегата, а не на забое.

ДЕБИТОМЕРЫ:

Простейшим глубинным дебитомером-расходомером является прибор, фиксирующим элементом которого служит турбинка, скорость вращения которой пропорциональна дебиту (расходу). Число оборотов турбинки преобразуется, например, в электрические импульсы с частотой «и», передаваемые на поверхность измерительному комплексу по электрическому кабелю, на котором дебитомер-расходомер спускается в скважину.

В измерительном комплексе, например, промысловой автоматической исследовательской станции «АИСТ», электрические импульсы фиксируются счетчиком импульсов и запоминаются. Одновременно на поверхности фиксируется и перемещение глубинного прибора. Как правило, глубинные дебитомеры оборудованы специальными легкими пакерами зонтичного типа, которые управляются электрическими импульсами с поверхности и в раскрытом положении перекрывают кольцевой зазор затрубного пространства (зазор между наружным диаметром дебитомера и внутренним диаметром обсадной колонны). К таким многофункциональным дистанционно управляемым с пакерующим устройством комплексным глубинным приборам относится прибор «Поток».

students-library.com

Геофизические исследования скважин в открытом и обсаженном стволе.

Использование технологий испытания пластов на кабеле позволяет определить характер насыщенности и фазовое состояние флюидов с помощью замеров пластового давления, глубинного анализа флюидов и отбора проб PVT.

Для определения поведения флюидов при пластовых условиях требуется получение данных о них при пластовых условиях. Выполнение замеров пластового давления, глубинного анализа флюидов и отбора проб PVT затруднительно с использованием обычных технологий в осложнённых условиях низкопроницаемых пластов, слабо консолидированных пород, высоковязких нефтей и размытых стволов скважин. Ключевой технологией при замерах пластового давления и опробовании в подобных условиях является радиальный зонд Сатурн, по периметру которого находятся четыре самогерметизирующихся входных порта, расположенных по окружности через 90°. Эти четыре отверстия изолируются от ствола скважины одним и тем же надувным пакером, который прижимается к стенкам скважины большой уплотняющей поверхностью, что обеспечивает равномерный отбор флюида по всей окружности, значительно сокращая время на опробование.

Направления деятельности

Технологии

MDT Modular Formation Dynamics Tester

Модульный динамический испытатель пластов на кабеле (ИПК)

MDT Forte, MDT Forte-HT

ИПК для работы в высокотемпературных скважинах

Saturn 3D Radial Probe – Радиальный зонд Сатурн

Обеспечивает получение притока из пласта для замера давления и отбора глубинных проб

Quicksilver Probe – Фокусированный прижимной зонд

Позволяет отбирать пробы пластового флюида

InSitu Fluid Analyzer – Комплексный анализатор флюида

Используется для определения количественных характеристик пластового флюида

MDT Tester Low-Shock Sampling

Отбор проб аппаратурой MDT при малом ударном воздействии

MDT Tester Multisample Module - Мультипробоотборный модуль с 6 камерами

Способен выполнить отбор шести представительных проб пластового флюида

PressureXpress – Reservoir Pressure-while-logging service

ИПК для быстрых замеров пластового давления в процессе проведения каротажа

PressureXpress-HT – High-Temperature Reservoir Pressure Service

ИПК для быстрых замеров пластового давления в высокотемпературных условиях

SRFT Slimhole Repeat Formation Tester – ИПК для малого диаметра скважин

Обеспечивает проведение испытаний в скважинах малого диаметра

CHDT Cased Hole Dynamics Tester – Динамический ИПК в обсаженных скважинах

Осуществляет многократные замеры давления и производит отбор проб флюида

Библиотека знаний

www.slb.ru

ThruBit – модульная компоновка приборов ГИС, спускаемая через буровое долото

Модульная компоновка геофизических приборов малого диаметра ThruBit предназначена для регистрации расширенного комплекса ГИС в сложных геолого-технологических условиях

Трех- или четырехзондовая компоновка приборов доставляется в интервал исследований скважины сквозь буровую колонну и долото.

Эта уникальная система доставки геофизических приборов позволяет проводить измерения в субгоризонтальных скважинах, а также – скважинах, пробуренных с осложнениями (овализация ствола/обрушения стенок скважины и др.). При максимальном диаметре компоновки всего 5.4 см, все приборы комплекса легко проходят сквозь большинство бурильных труб, ясов, утяжеленных бурильных труб и выходят в интервал открытого ствола через отверстие бурового долота Portal. Затем проводится каротаж в открытом стволе на кабеле или во время подъема бурильной колонны, что повышает надежность проведения измерений в нестабильных скважинах или скважинах со сложной геометрией ствола, минимизирует риски прихвата оборудования и существенно сокращает время работ по сравнению с альтернативными методами досавки приборов.

Геофизические приборы в составе системы ThruBit также можно спускать в виде отдельных компонентов:

• Прибор телеметрии, включающий блок памяти и зонд гамма-каротажа, выполняет функции передачи данных и записи данных в память (при автономной работе) для всей компоновки приборов. Датчик ГК измеряет естественное гамма-излучение горных пород, применяемое для геологический корреляции разрезов скважин, а также — для оценки объемной глинистости. Многоосный акселерометр регистрирует положение прибора в стволе скважины во время регистрации данных ГИС. Встроенный термометр позволяет оценивать изменение температуры в стволе скважины с глубиной.
• Прибор многозондового индукционного каротажа позволяет регистрировать пять разноглубинных измерений УЭС пласта с тремя вертикальными разрешениями. Прибор имеет встроенный резистивиметр для оценки УЭС бурового раствора и последующего ввода поправок в данные ГИС.
• Прибор нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам применяется как в открытом стволе, так и в обсадной колонне для измерения пористости пород-коллекторов. В измерения могут вноситься поправки за температуру, давление, диаметр ствола, тип бурового раствора, его плотность, минерализацию, а также — толщину глинистой корки.
• Прибор гамма-гамма литоплотностного каротажа позволяет оценивать объемную плотность пород, индекс фотоэлектрического поглощения (Pe), а также — диаметр ствола. Обработка данных измерений включает в себя ввод поправок за диаметр ствола скважины, тип и плотность бурового раствора. Сцинтилляционные детекторы прибора размещены на прижимном шарнирном башмаке для обеспечения постоянного контакта с исследуемыми породами, что позволяет получать данные хорошего качества даже в наклонных и нецилиндрических стволах. Прижимающий механизм одновременно является еще и одноосным каверномером, позволяющим измерять фактический диаметр ствола скважины.
• Система акустического каротажа через буровое долото ThruBit Dipole позволяет оценивать характеристики продольных и поперечных волн, возбуждаемых, как дипольным, так и монопольными излучателями, а также — волны Стоунли. Алгоритм оценки 3D анизотропии применяется для преобразования данных измерений продольных, быстрых и медленных поперечных волн и волны Стоунли относительно оси скважины в соответствующие этим направлениям компоненты тензора упругих модулей. Последующее сравнение этих компонент позволяет выделить анизотропные интервалы, а также определить тип наблюдаемой акустической анизотропии, обусловленный свойствами самой породы, такими как трещиноватость или слоистая текстура, либо разницей горизонтальных напряжений.
• Прибор спектрального гамма-каротажа позволяет измерять общий спектр естественного гамма-излучения горных пород и разделять его на вклады излучений изотопов групп калия, тория и урана. Оценка относительных содержаний этих трех наиболее часто встречающихся компонентов естественного гамма излучения горных пород позволяет определять превалирующий тип глинистых минералов, а также — помогают определять содержание органического углерода.

Уникальная компоновка ThruBit может доставляться на забой через буровую компоновку как на кабеле, так и без кабеля – путем прокачки приборов давлением бурового раствора.

Из горизонтальных или вертикальных скважин, компоновку геофизических приборов можно извлечь до того, как буровая колонна будет полностью поднята на поверхность, чтобы обеспечить возможность начала операций по заканчиванию. Постоянно сохраняется полный контроль над буровой колонной (в любой момент во время доставки прибора в скважину и записи). При необходимости возможно проводить циркуляцию или вращение колонны при полном сохранении контроля за давлением на поверхности.

Области применения:

• ГИС в открытом стволе:
  • в горизонтальных скважинах и скважинах с большим зенитным углом;
  • в нефтегазоматеринских породах;
  • в скважинах с нестабильным состоянием ствола;
  • в скважинах с осложнениями (размывы, кавернозность, овализация).
• данные для оценки петрофизических свойств пород, планирования и оптимизации систем заканчивания в скважинах на месторождениях углеводородов, представленных нефтегазоматеринскими породами.

Библиотека знаний

www.slb.ru

Геофизическое оборудование — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Геофизическое оборудование — приспособления, применяемые для проведения геофизических работ и обеспечивающие соответствующие условия. Непосредственно измерения выполняются при помощи геофизической аппаратуры, а всё прочее оборудование относится к вспомогательному. В отличие от материалов, геофизическое оборудование предназначено для многократного использования.

• Аппаратура электрических и электромагнитных методов исследований скважин. Позволяет определить удельное электрическое сопротивление горных пород, окружающих скважину, а также потенциалы самопроизвольной поляризации пород.
• Аппаратура радиоактивных методов исследования скважин

• Аппаратура акустических методов исследования скважин. Аппаратура предназначена для литологического расчленения пород, выделения проницаемых интервалов, определения структуры порового пространства. Аппаратура обеспечивает регистрацию акустических волновых полей, возбужденных монопольным или дипольными излучателями. Область применения аппаратуры - исследование методом волнового-акустического каротажа в бурящихся и обсаженных скважинах.

• Аппаратура ядерно - магнитных методов исследования скважин. Применяется для определения толщины и эффективной пористости коллекторов, для исследования бурящихся скважин, с помощью наблюдения сигналов ядерной индукции от свободного флюида в пласте в магнитном поле Земли.

• Аппаратура контроля технического состояния ствола скважин. Предназначена для измерения зенитного угла, азимута географического, угла установки отклонителя бурильного инструмента с целью определения положения оси ствола нефтегазовых и других скважин при их бурении и контрольных проверках.

• Аппаратура контроля качества цементирования скважин. Предназначена для определения качества цементирования обсадных колонн в скважинах.

• Оборудование и аппаратура испытания пластов, отбора проб, пластовых флюидов и образцов пород. Предназначено для отбора образцов горных пород из стенок необсаженных нефтяных и газовых скважин с целью определения литологии, стратиграфии, коллекторских свойств и их нефте-газо-водосодержания.

• Оборудование и аппаратура геофизических исследований скважин при контроле за разработкой месторождений. Оборудование предназначено для исследование эксплуатационных характеристик скважины, определения: отдающих и поглощающих интервалов, профиля притока и приемистости, давления, температурного режима, интервалов обводнения, интервалов негерметичности обсадной колонны, НКТ и затрубного пространства. Контроль за работой технического оборудования включает в себя определение глубины установки оборудования, уровня жидкости, нахождения НКТ и пакеров.

• Оборудование и аппаратура геонавигации и геофизических исследований в процессе бурения. К этому оборудованию относятся гамма-каротажные блоки, инклинометры, гироскопические инклинометры.

• Оборудование и аппаратура геофизических исследований сильно наклонных и горизонтальных скважин (автономная аппаратура)

• Оборудование для прострелочно - взрывных работ. Предназначено для привязки интервала перфорации к геологическому разрезу скважины и собственно проведения перфорации, как вида вторичного вскрытия пласта, для обеспечения гидродинамической связи пласти со стволом скважины.

• Оборудование и аппаратура наземных видов геофизических исследований (ГТИ с газовым каротажем, контроль процесса цементирования)

• Каротажные станции, подъемники и лаборатории (самоходные, вертолетные)

• Установки поверочные, калибровочные и оборудование метрологического обеспечения скважинной аппаратуры
• Геофизический кабель
• Программное обеспечение обработки и интерпретации результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин

В России стандарты на буровое оборудование регулируются ГОСТ 22609-77 (Геофизические исследования в скважинах). Также существует комплекс ГОСТ для аппаратов, материалов и к требованиям безопасности.

• «Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов». - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 632 с.: ил. ISBN 5-8365-0128-9

ru.wikipedia.org

Геофизические исследования скважин в открытом и обсаженном стволе.

Практически на всех этапах разведки и разработки залежей углеводородов актуальна задача оценки скоростных характеристик разрезов скважин, а также - упруго-прочностных свойств коллекторов и вмещающих пород. Современные приборы акустического каротажа позволяют выполнять оценку скоростей продольной, поперечной и Стоунли волн, практически, в любых типах геологических разрезов, даже в осложненных геолого-технологических условиях, а также - выполнять оценку параметров анизотропии акустических свойств горизонтально- или вертикально-неоднородных пород, выполнять достоверный расчет механических свойств и профиля минимального горизонтального напряжения с учетом неоднородности пород.

Технологии

Sonic Scanner – 3D акустическое зондирование

Платформа акустического каротажа Sonic Scanner предназначена для изучения упругих свойств пород путем определения интервальных времен акустических волн в осевом и радиальном направлениях

ThruBit Dipole – малогабаритный прибор цифрового акустического каротажа

Сервис ThruBitDipole, с уникальным способом доставки в интервал исследований сквозь буровое долото, благодаря своему малому диаметру позволяет получать детальные акустические характеристики в горизонтальных скважинах и скважинах со сложной геометрией ствола

DSLT – прибор цифрового акустического каротажа

Прибор цифрового акустического каротажа (DSLT) состоит из зонда акустического каротажа (SLS) и картриджа акустического цифрового каротажа (DSLC)

QSLT – прибор волнового акустического каротажа для скважин малого диаметра

Комплекс каротажных приборов SlimXtreme для исследований в скважинах малого диаметра в условиях АВПД/АВПТ удовлетворяет требованиям, которые возникают в связи с увеличением объемов бурения скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и температур

www.slb.ru

Смотрите также

• 
  Убрать железо из воды скважина
• 
  Как оттаять скважину
• 
  Наблюдательные скважины на нефтебазе санпин
• 
  Акт проверки технического состояния скважины
• 
  Технология бурения нефтяных и газовых скважин
• 
  Санитарно охранная зона скважины
• 
  Погружные насосы для скважин технические характеристики
• 
  Енир бурение шпуров
• 
  Подача воздуха в скважину
• 
  Как проверить качество скважины на воду
• 
  Процесс бурения скважины на воду