Гидродинамические методы исследования скважин

Пласт "б2" содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт "б3" содержит 24,1% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 97,1% от НИЗ по пласту. Введена на нефть скважина 39485. В отчетном году под закачку освоены скважины 6076а, 6028в, 6304а, 39468, 39487. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6019б. В активную разработку в течении года введено 24 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.

Пласт "в" содержит 20,6% НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 89,8% от запасов по пласту. Под нагнетание воды освоена скважина 6076а. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6149а.

Пласт "г1" содержит 14,9% НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 95,9% от извлекаемых запасов нефти по пласту. Введена на нефть скважина 39485.Отключение пласта из-за обводнения произведено в скважинах 6149а, 6144б, 6156а.

Пласт "г2+3" содержит 4,0% от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,8% от запасов по пласту. Произвели отключение пласта в добывающей скважине 6144б. В целом по блоку из 3078 тыс. т. текущих извлекаемых запасов около 50% связана с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, более 30% с малопродуктивными. Таким образом, структура запасов сместилась в сторону их существенного ухудшения и, естественно, все технологические решения, в основном должны будут акцентированы на выработку этих запасов.

Остаточные запасы нефти высокопродуктивных неглинистых коллекторов, главным образом, связаны с зонами частичного заводнения и могут быть извлечены известными гидродинамическими методами воздействия на пласт.

3.4 Мероприятия за контролем процесса разработки

Южно - Ромашкинская площадь находится в четвертой стадии разработки. Рост добычи наблюдался до 1967г. В период с 1968 по 1974гг. отбор находился на уровне 3,5 - 3,9 млн. т. в год. Обводненность за этот период поднялась с 18 до 44,1 %. Темп отбора извлекаемых запасов снизился с 5,5 до 4,9 %. Падение отбора связано, в основном, с ростом обводненности. С начала разработки отобрано 80,2 % нефти. Текущая нефтеотдача равна 0,404. Средневзвешенное пластовое давление в целом по пласту равно 16,7 МПа. Добыча жидкости по пласту увеличилась со 196 тыс. т. в 1955г. до 7350 тыс. т. в 2002.С начала разработки закачано 46849 тыс. м3.

На площади выделено 3 блока. Выделение самостоятельных блоков разработки вызвано различием геологического строения пород пластов, а также необходимостью более детального их изучения с целью выявления особенностей разработки каждого блока.

Различная степень выработки и интенсивности разработки объясняется различным геологическим строением пластов, разной коллекторской характеристикой, различной долей запасов.

Анализ разработки показал, что отбор жидкости на скважинах Южно-Ромашкинской площади до 1985г. повышался. Очевидно, увеличение отбора жидкости из - за роста добычи попутной воды в условиях разработки неоднородных пластов с применением заводнения одной сеткой скважин явление закономерное. При прогрессирующем обводнении пластов и скважин без увеличения объемов добычи жидкости невозможно удержать высокие текущие отборы нефти по объекту. Эксплуатация скважин до 98 - 99 % обводнения требует отбора значительных объемов воды, что характерно для поздней стадии разработки.

В начале 80-х гг. перед добывающей организацией Министерством нефтяной промышленности ставился жесткий повышенный план добычи не только нефти, но и жидкости. Часто в ущерб эффективности отбиралась попутная вода, не участвующая в вытеснении нефти и соответственно в больших объемах закачивалась в пласт, не уделялось также достаточного внимания регулированию отборов нефти и воды из добывающих скважин, закачке воды в пласты.

Результаты разработки ряда площадей Ромашкинского нефтяного месторождения за последние 5 - 6 лет показали, что высокие уровни добычи нефти можно достичь на данном этапе без чрезмерного отбора попутной воды из продуктивных пластов, применяя технологию оптимальной выработки нефтяного пласта. Принципы применяемой технологии оптимальной выработки нефтяного пласта сформулированы Н.Н. Непримеровым. Оптимизируя расстояние и плотность сетки скважин на основе прослушивания межскважинного интервала и разукрупления объектов разработки создается возможность регулирования выработки каждого пласта по площади. Поддерживая пластовое давление на уровне начального (оптимального) и не превышая практического значения депрессии при отборе жидкости и репрессии при нагнетании воды, обеспечивается равномерная отработка пластов по толщине с минимальным обводнением.

На Южно-Ромашкинской площади эффективно применяются традиционные способы снижения отбора попутной воды, такие как:

Остановка обводненных скважин, достигших минимально рентабельного дебита нефти и высокой обводненности продукции.

Отключение из разработки обводненных пластов в скважинах.

Проведение работ по изоляции законтурных вод.

Применение нестационарного заводнения и изменение направления потоков жидкости в пласте.

Кроме того, переход к применяемому сегодня режиму разработки сопровождается выполнением ряда ГТМ:

Увеличение количества ежегодно осваиваемых под закачку воды скважин за счет чего достигнуто уменьшение соотношения действующих добывающих и нагнетательных скважин с 4,0 до 3,0.

Разукрупнение эксплуатационных объектов за счет вскрытия в новых скважинах лишь 1 -2 пластов и оптимизации плотности сетки.

Широкое внедрение нестационарного заводнения с консервацией КНС в зимнее время и создание более гибкой системы ППД.

В результате всех этих мероприятий были сокращены добыча попутной воды и соответственно закачка воды в пласт почти вдвое, что привело к сокращению энергетических затрат на добычу жидкости и закачку воды в пласты.

Проведенные расчеты показали, что за счет сокращения добычи попутной воды эксплуатационные затраты по площади уменьшились на 2,5 млн. в год. Из вышесказанного можно сделать вывод, что при тщательном регулировании разработки объекта можно избежать большого отбора воды, которая не участвует в вытеснении нефти из пласта.

В связи с достижением поздней стадии разработки большинства месторождений Татарстана в последние годы все большее применение находит форсированный отбор жидкости из высокообводненных скважин. Этот метод является одним из способов уменьшения темпов падения добычи нефти и увеличение выработки запасов нефти из пластов с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения.

С целью определения эффективности форсированного отбора жидкости на Южно-Ромашкинской площади был проведен анализ форсирования 32 скважин, в которых проводилась поэтапная смена насосов на более производительные, т. е. Происходило последовательное наращивание темпов отбора жидкости. Определенного участка форсированного отбора жидкости по площади нет. Для этих целей использовались высокообводненные скважины. Из рассмотрения были исключены скважины, которые в условиях форсированного отбора работали меньше года.

Анализ проводился по двум направлениям.

Первое направление: с точки зрения текущего увеличения отбора нефти было проведено сопоставление показателей работы каждой скважины за одинаковый период работы (год) до и после перевода на более производительный насос.

В 21 скважине наблюдалось увеличение добычи нефти, в 11 скважинах - уменьшение. Суммарный прирост добычи нефти составил 12,7 тыс. т. Снижение обводненности произошло в 7 скважинах. Обводненность дополнительно добытой нефти - 97,7%.

Второе направление анализа - определение влияния форсированного отбора жидкости на эффективность процесса вытеснения нефти, для чего были построены характеристики вытеснения по 17 скважинам в координатах: накопленная добыча нефти - логарифм накопленной воды. Как известно, добыча нефти сопровождается естественным падением уровня по мере истощения запасов. Характеристики вытеснения позволяют учесть это падение при определении технологического эффекта. В 53% форсируемых скважинах наблюдается увеличение углового коэффициента прямой к оси абсцисс после начала форсирования. Это свидетельствует об улучшении использования запасов нефти или увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения из-за изменения направления фильтрационных потоков, подключения в работу ранее не работавших пропластков. В остальных случаях угловой коэффициент прямой уменьшился, что говорит об ухудшении показателя эффективности вытеснения.

Была проанализирована работа форсированных и окружающих их добывающих скважин, чтобы выяснить, как повлияло форсирование на дебиты соседних скважин. Было проверено соответствие перфорации между форсированной и окружающими скважинами.

За одинаковый период работы до и при форсировании конкретной скважины определялись и сопоставлялись суммарная добыча жидкости отдельно по форсированной скважине и по соседним скважинам. Только в 10 скважинах прирост добычи нефти в форсированных скважинах происходит за счет собственных возможностей этих скважин, в 19 скважинах за счет уменьшения добычи нефти и жидкости окружающих скважин.

Проведенный анализ позволяет сделать следующий вывод:

При форсировании отдельных скважин за счет интенсификации происходит уменьшение отбора жидкости по окружающим скважинам, поэтому необходимо применять форсированный отбор на определенных участках, выбранных с учетом направления основных потоков движения нагнетаемой воды.

4. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Цели и задачи исследования скважин

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта.

Теоретическая база методов исследования - это законы, описывающие процесс фильтрации жидкости и газа в пластах, а также данные изменения отбора из скважин.

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

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

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

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

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

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

4.2.1 Исследование скважин при установившемся режиме

0б установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2-3 измерения за 4-6 часов).

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменения условий эксплуатации скважины. Время, необходимое для достижения установившегося режима, можно определять по приближенной формуле где густ - время, в течение которого достигается установившийся режим, с; /з* - приведенный коэффициент сжимаемости жидкости и породы, определяемый по формуле

Так при исследовании используются уравнения притока из пласта в скважины, которые, в свою очередь, зависят от характера фильтрационного потока в пласте, то для расчетов применяются уравнение притока нефти рэ>рн (рн - давление насыщения нефти газом) или уравнение притока при р3<рн.

Исследование при установившихся режимах выполняют последовательным изменением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об установившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при исследовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления.

4.2.2 Исследование скважин при неустановившемся режиме

Значительные затраты времени на получение индикаторной кривой при исследовании скважин по методу установившихся отборов обусловили поиск метода получения параметров пласта при нетродолжительных исследованиях. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте становится неустановившимся и, в связи с этим, используемые в методике теоретические решения становятся неприемлемыми.

Очевидно, что для условий неустановившейся фильтрации требуется новое теоретическое решение, устанавливающее связь между изменением дебита, давлением и временем. Эта зависимость с достаточной для практики точностью описывается уравнением где ро - давление на контуре питания, МПа; р($ - изменение давления на забое скважины после ее остановки, МПа; С? - дебит скважины перед остановкой, см3/с; остальные обозначения общепринятые.

Исследования проводят в следующей последовательности.

1. В скважину спускают скважинный манометр, который регистрирует изменение давления на забое во времени.

2. После непродолжительной выдержки манометра на забое работающей скважины ее закрывают.

3. Через два, три часа пребывания манометра на забое его поднимают на поверхность и интерпретируют запись диаграммы изменения давления во времени.

4.3 Исследование нефтяных, фонтанных, компрессорных и нагнетательных скважин

В этих скважинах измерение пластового давления технологически часто совмещается с измерением забойного давления и проводится за один спуск глубинного манометра.

После спуска манометра на заданную глубину скважины продолжают эксплуатировать на данном режиме в течение времени, необходимого для регистрации установившегося забойного давления (обычно до 15 - 20 минут), а затем закрывают задвижку на выкидной линии и регистрируют КВД. Время востановления давления на забое скважины после ее остановки зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта. Теоретически оно должно быть бесконечно большим, однако практически достаточно точные определения пластового давления рпл можно получить в большинстве случаев за несколько часов, реже дней, но иногда и недель. Это время на промыслах устанавливают опытным путем. Если оно исчисляется днями, полная КВД не снимается, а проводят отдельные измерения манометром, спускаемые на 15 - 20 минут через выбранные интервалы времени после остановки.

Для регистрации этой кривой приборы необходимо спускать на глубину середины интервала перфорации или как можно ближе к ней. Чем дальше будет находиться манометр от интервала перфорации, тем больше будут отличаться КВД, регистрируемые в стволе и на забое и тем большие ошибки будут допущены при определении параметров пластов. Расхождения в форме кривых, могут объясняться:

1) изменением средней плотности жидкости в процессе восстановления давления, вследствие изменения ее состава и температуры;

2) влиянием изменения температуры в точке измерения в процессе восстановления давления на показания прибора.

Это влияние особенно сильно сказывается, если упругим элементом прибора является сжатый газ.

Состав потока в стволе изменяется в случаях, когда скважина дает обводненную продукцию, или когда прибор находится выше глубины начала выделения газа из нефти. При работе обводненной скважины вода содержится во всем столбе жидкости от забоя до устья. После остановки скважины (для регистрации кривой) вода сразу же начинает осаживаться вниз, и поэтому выше точки замера средняя плотность жидкости уменьшается, а ниже этой точки увеличивается. При достаточно большом расстоянии между точками замера и приведения и высокой обводненности влияние осаждения воды может оказаться столь существенным, что прибор в точке замера будет фиксировать падение давления, в то время как в точке привидения оно растет. Аналогичная картина получается, если в потоке жидкости ниже точки замера во время работы скважины имеются пузырьки газа. После остановки скважины эти пузырьки всплывают вверх, в результате чего средняя плотность столба жидкости под прибором со временем возрастает. Она возрастает также и вследствие падения температуры жидкости в стволе скважины после ее остановки (даже в тех случаях, когда состав жидкости не изменяется).

В самом деле, во время эксплуатации добывающей скважины температура в любой точке ствола выше продуктивного пласта превышает температуру окружающих пород. После остановки скважины жидкость в стволе начинает отдавать тепло окружающим породам, температура ее понижается, а плотность увеличивается. При остановке нагнетательных скважин имеет место обратная картина.

4.4 Исследование наблюдательных и пьезометрических скважин

Пьезометрические скважины, предназначенные для контроля за изменением давления в отдельных точках пласта, и наблюдательные, предназначенные для контроля за перемещением водонефтяного контакта, как правило, не имеют эксплуатационного оборудования. В большинстве случаев эти скважины исследуются экспресс-методами, то есть методами, проводимыми без эксплуатации скважин. Пьезометрические скважины часто используются в качестве реагирующих при гидропрослушивании. Как правило, это скважины с открытым устьем, в которых имеется столб воды или нефти с водой, но есть скважины с избыточным давлением на устье, так называемые "переливающие".

Методом подкачки газа можно исследовать оба вида скважин. В зависимости от оборудования скважины газ нагнетается либо непосредственно в обсадную колонну (если скважина не оборудована НКТ), либо в затрубное пространство, либо, наконец, одновременно и в трубы, и в затрубное пространство. В процессе закачки газа регистрируется изменение забойного давления и устьевого давления с помощью манометров, установленных на устье скважины, и глубинного дифманометра.

Метод подлива жидкости применяют только для исследования непереливающих скважин. Этим методом одновременно проверяют степень сообщаемости ствола пьезометрической скважины со вскрытым продуктивным пластом. Способ исследования заключается в следующем :

1) изменяется начальный статический уровень (расстояние от устьевого фланца до уровня);

2) в скважину заливается вода;

3) прослеживается изменение уровня во времени после подлива.

Статический и динамический уровни определяют с помощью хлопушек, желонок электроконтактных или других устройств, спускаемых на проволоке или электрическом кабеле.

Количество заливаемой воды определяют из условия, чтобы при отсутствии сообщаемости уровень в скважине поднялся на несколько метров. Эта предполагаемая высота подъема АЬ должна быть ранее рассчитана. Если по истечению некоторого времени после заливки (когда стечет вода со стенок скважины) окажется, что уровень действительно поднялся на рассчитанную высоту АЬ и в дальнейшем в течение нескольких часов не изменяется, то это указывает на отсутствие связи скважины с пластом. Если сообщаемость имеется, то уровень после подлива снижается до первоначального положения со скоростью, зависящей от гидропроводности и пьезопроводности пласта и от обобщенного приведенного радиуса скважины. Значение последнего существенно зависит от степени загрязненности пласта в призабойной зоне.. По кривой падения уровня после подлива жидкости можно определить гидропроводность пласта е и комплексный параметр Х/ г2.

Однако для этого кривая должна быть получена в таких условиях, чтобы на ее форме не сказывался процесс стекания воды по стенкам обсадной колонны, что возможно при небольшой глубине статического уровня (до 30 - 40 метров), при этом сам подлив осуществляется в максимально короткое время.

При исследовании непереливающих скважин экспресс-методами быстрое повышение уровня осуществляется не путем подлива, а погружением под уровень специальных вытесняющих баллонов (способ мгновенного подлива).

Технологические операции при исследовании способом мгновенного подлива проводятся в следующей последовательности:

1) измеряют начальный статический уровень;

2) под уровень погружают вытесняющие баллоны вместе с регистрирующим прибором;

3) баллоны и прибор выдерживают в скважине в течение 1-3 часов для регистрации кривой падения уровня (время для разных объектов устанавливается опытным путем).

Если скважина не имеет связи с вскрываемым пластом, то для восстановления сообщаемости проводят ее временную эксплуатацию компрессорным способом (от нескольких часов до нескольких суток). В процессе эксплуатации призабойная зона очищается от механических примесей и ржавчины. После проведения таких работ вновь проверяют сообщаемость ствола скважины с пластом и в зависимости от результатов составляют заключение о пригодности или непригодности скважины для наблюдений.

4.5 Исследование скважин в период освоения

Под освоением добывающих скважины понимается вызов притока нефти или газа из пласта; для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент (газ или воду) в необходимом объеме.

Вызов притока в скважину может быть осуществлен различными способами, выбор которых определяется главным образом давлением в точке вскрытия пласта скважиной. Приток начинается в тот момент, когда гидростатическое давление столба жидкости в стволе скважины станет меньше пластового. Это гидростатическое давление можно понизить или заменой жидкости в колонне другой жидкостью с меньшей плотностью (например, буровой раствор можно последовательно заменить водой, затем нефтью или газожидкостной смесью), или понижением высоты столба жидкости в скважине путем отбора ее с помощью тех или иных технических средств (компрессора или свабированием). На практике в различных условиях применяют оба этих способа. В процессе бурения скважины фильтрат бурового раствора может далеко проникать внутрь пласта, смешиваясь с его пластовой жидкостью. Задача качественного освоения скважины состоит в удалении этой смешанной воды из пласта и заполнении ствола скважины пластовой жидкостью. Решают эту задачу отбором жидкости из скважины свабированием или компрессорным способом. Отбор продолжается до стабилизации состава извлекаемой жидкости. . Контроль состава извлекаемой жидкости по содержанию ионов хлора, рН, плотности и мех. примесей производится непосредственно у скважины.

Если величина одного из этих параметров в трех последовательно отобранных пробах с интервалами между ними не менее 1 часа сохраняется неизменной, это означает, что скважина заполнилась пластовой жидкостью и подготовлена к проведению исследований.

Переливающие скважины отрабатываются самоизливом (самоизлив производится в герметичную мерную емкость). Контроль за постоянством состава воды на изливе аналогичен приведенному выше.

При освоении скважин с уровнем ниже устья, снижение уровня в них следует проводить так, чтобы не вызвать дегазацию жидкости на забое. Для этого при свабировании или компрессировании в скважине нужно оставлять столб жидкости, давление которого должно превышать упругость растворенного газа. В противном случае произойдет разгазирование жидкости на забое скважины и трудно будет отобрать качественную пробу газа.

Исследование таких скважин возможен только с помощью метода исследования при неустановившемся режиме скважины, то есть с помощью построения КВД. Для этого через тройник, лубрикатор и НКТ манометр спускается на проволоке до заданной глубины (обычно середины интервала перфорации). На тройник устанавливают запорную арматуру. Запорные арматуры на тройнике и затрубной крестовине при исследовании скважины оставляют открытой до тех пор, пока уровень жидкости в стволе скважины не поднимется до устья. Затем эти запорные арматуры закрывают для продолжения исследования скважины (построения КВД) и предотвращения излива пластовой жидкости и загрязнения окружающей среды.

4.6 Применяемые приборы и оборудование при исследовании 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:

* Изменение необходимых физических параметров глубинными приборами, спускаемыми в скважину на скребковой проволоке или геофизическом кабеле;

* Измерения стационарными и переносными приборами на устье скважин с целью определения уровня жидкости, силовых нагрузок, энергетических затрат и так далее;

* лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб нефти.

4.6.1 Глубинные приборы и оборудование для спуска их в скважину

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

1. Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование и запоминание информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящимся 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.

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 безпакерные расходомеры - для исследования нагнетательных скважин через НКТ.

3. Малогабаритные расходомеры с управляемым пакером -применяется при исследовании фонтанирующих скважин.

4. Расходомеры сверхмалого диаметра с управляемым пакером -для спуска через межтрубное пространство в скважины, оборудованные ШСНУ.

В промысловой практике получили распространение дистанционные расходомеры с турбинными датчиками и механическими пакерующими устройствами - как наиболее надежные и отвечающие жестким скважинным условиям работы.

Оборудование для спуска приборов в скважину

При проведении глубинных исследований используются, как правило, лебедки с механизированным (механическим, электрическим или гидро-) приводом, установленные на автомашинах повышенной проходимости. Для спуска приборов с местной регистрацией на скребковой проволоке применяются исследовательские станции с механическим приводом лебедки АзИНМаш-8А, АзИНМаш-8В, ЗУИС, отличающиеся одна от другой только монтажной базой, и станции ЛСГ1-66, ЛСГ1-Тр71, ЛСК-01 - с гидроприводом, а для работы с дистанционными приборами разработаны специальные автоматические промысловые электронные лаборатории: АПЭЛ-66, "АИСТ", ПКК-5000 - созданы коллективом института "ТатНИПИнефть" и выпускается Бугульминским заводом нефтеавтоматики; АЭКС-1500, СК-1 - выпускается Мытищинским приборостроительным заводом.

Для иллюстрации возможностей передвижных исследовательских станций приведем технические характеристики ПКК-5000.

Подъемник каротажный комбинированный ПКК-5000.

1. Шасси автомобиля ЗИЛ-131.

2. Исполнение возможно в двух вариантах:

*двухбарабанная лебедка для одножильного геофизического кабеля наружным диаметром 6,3 мм и для скребковой проволоки номинальным диаметром 1,8мм;

*однобарабанная лебедка для одножильного геофизического кабеля наружным диаметром 6,3 мм.

3. Привод лебедки механический от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданную передачу и двухскоростную понижающий редуктор.

4. Вместимость барабанов лебедки:

* под кабель - 4500 метров;

* под проволоку-5000 метров.

5. Диапазон скоростей подъема кабеля (проволоки) на среднем диаметре намотки на барабан (регулирование ступенчатое) от 25 до 5000 м/ч.

6. Максимальное тяговое усилие на первых двух рядах намотки на барабан при минимальной скорости подъема - не менее:

* кабеля (от 1960 до 196) кг;

* проволоки (от 490 до 49) кг.

7. напряжение питания 220 (380) В, 50 Гц.

8. Потребная мощность 1000Вт.

9. Габаритные размеры 7000*2500*3030 мм.

10. Масса 8000 кг.

Спуск глубинных приборов в скважину производится на стальной проволоке диаметром 1,6 - 1,8 мм или на стальном каротажном кабеле, который - при работе с дистанционными приборами - является одновременно каналом связи между глубинным датчиком и вторичной аппаратурой. Каротажный кабель может быть одножильным и многожильным, с броней и без брони, с наружной изоляцией и без нее. В промысловой практике наибольшее применение получил одножильный бронированный кабель КГ 1-20-180 (другое обозначение - КОБДФМ-2);

*токопроводящая жила одна, сплетена из медных проволок диаметром 0,32 мм;

*изоляция - фторопласт толщиной 0,7 мм;

*подушка под броню - ткань толщиной 0,25 мм;

*броня проволочная двухслойная:

- внутренний повив - 13 проволок диаметром 0,8 мм;

- наружный повив -19 проволок диаметром 0,8 мм;

* диаметр кабеля 6,2 мм;

* температура среды до 180°С;

* разрывная прочность 20 кН (2 тс);

* электрическое сопротивление жилы 25 Ом/км;

* электрическое сопротивление брони < 1 Ом;