Читайте также:
|
|
После окончания бурения в скважину опускают обсадную колонну(ОК), а пространство между трубами и стенками скважин цементируют. Целью этого является изоляция пластов друг от друга для исключения перетоков воды из водоносных горизонтов в продуктивные пласты. Контроль цементирования включает две основные задачи: определения высоты подъема цементного раствора за ОК и оценку качества изоляции наиболее важных интервалов разреза. Для решения этих задач применяются термометрический, акустический и гамма-гамма(плотностной) методы.
- Акустический метод контроля цементирования скважин основан на измерении затухания продольной упругой волны, распространяющейся по ОК, цементному кольцу и породе от излучателя к приемнику;
- Метод гамма-гамма-цементометрии обсаженных скважин основан на измерении плотности среды в затрубном пространстве непрерывно по периметру колонны либо по ее образующим через 60, 90 или 120°.
Локатор муфт (ЛМ) предназначен для прослеживания движения аппарата в скважине и точной установки его на требуемой глубине путем определения местоположения муфтовых и замковых соединений, магнитных меток и других магнитных аномалий в колонне труб. Локатор муфт состоит из скважинного прибора и наземной регистрирующей аппаратуры. Скважинный прибор содержит индукционную катушку с железным сердечником и два постоянных магнита, прижатых к его торцам одноименными полюсами. Магнитная система заключена в герметичный кожух из немагнитной стали.
21. Исследование характера насыщения пластов в закрытом стволе скважины: Нефть – вода большой минерализации; Вода – газ.
Для решения указанных задач применяются главным образом методы нейтронного каротажа – НГК, ННК-т, ИННК, ИНГК.
Применение НК для расчленения водоносных и нефтеносных горизонтов основано на различном содержании в них Cl. Поэтому исследования эффективны только в районах с высокой минерализацией ПВ – 100-250 г/л.
Разделение газоносных и нефтеносных (либо водоносных) интервалов основано на разном содержании водорода в газе и жидкости. Содержание водорода в газе составляет 50-60% от содержания водорода в воде даже при давлении 30-40Мпа.
Для выделения газоносных пластов в обсаженных скважинах применяются два способа. Если пласт однороден по пористости в скважине проводят НГК стандартной аппаратурой с кадмиевой экранировкой детектора. На кривой газоносная часть пласта выделяется более высокими значениями, чем нефтеносная или водоносная.
Если однородность пласта по пористости не подтверждена другими данными, используется способ повторных замеров. С этой целью проводят первый замер НГК сразу после спуска и цементирования колонны, а второй – спустя некоторое время, необходимое для расформирования зоны проникновения. Газоносная часть пласта выделяется на кривой повышенными значениями, а водоносная или нефтеносная – такими же значениями как на первой кривой.
22. Выделение отдающих интервалов. Расходомеры: механический, термокондуктивный.
Для определения профиля притока жидкости из пласта в нефтедобывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных применяются специальные приборы – расходомеры, измеряющие скорость потока жидкости по колонне. Измерения проводят только в действующих скважинах. Зная диаметр колонны и скорость потока, нетрудно пересчитать эти данные в величину притока(дебита) или расхода жидкости при закачке ее в пласт. Имеются два типа расходомеров – механические и термокондуктивные.
Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Прибор дает лишь качественную картину профиля притока.
Для более точных измерений применяется механический расходомер с поточечной регистрацией результатов измерения, основной рабочей частью которого является крыльчатка, вращающаяся под действием потока жидкости. Скорость вращения крыльчатки зависит от скорости потока. Вращательное движение крыльчатки преобразуется в электрические импульсы, которые по кабелю передаются на поверхность.
По данным измерений строят кривую дебита или расхода жидкости. Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию об эффективной мощности продуктивного пласта.
Дата добавления: 2015-02-16; просмотров: 286 | Поможем написать вашу работу | Нарушение авторских прав |