инст пров-я работ ГФ приборами на кабеле. Инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах
 Скачать 0.95 Mb.
|
|
24.6 Акустическая цементометрия 24.6.1 Акустическая цементометрия (АКЦ) основана на измерении характеристик волновых пакетов, создаваемых источником с частотой излучения 20-30 кГц, распространяющихся в колонне, цементном камне и горных породах. В качестве информативных характеристик используют: - амплитуды А к или коэффициент эффективного затухания α к волны по колонне в фиксированном временном окне, положение которого определяется значением интервального времени ∆ t к распространения волны в колонне, равного 185-187 мкс/м; - интервальное время ∆ t п и амплитуды А п или затухание α п первых вступлений волн, распространяющихся в горных породах; - фазокорреляционные диаграммы. Применяют для установления высоты подъема цемента, определения степени заполнения затрубного пространства цементом, количественной оценки сцепления цемента с обсадной колонной, качественной оценки сцепления цемента с горными породами. Методические ограничения применения связаны с исследованиями высокоскоростных разрезов (v > 5300 м/с), в которых первые вступления при хорошем и удовлетворительном цементировании относятся к волне, распространяющейся в породе; при скользящем контакте цементного камня с колонной, когда волна распространяется преимущественно по колонне; низкой чувствительностью к отдельным дефектам цементного кольца. 24.6.2 В приборах акустической цементометрии используются короткие трехэлементные измерительные зонды с расстоянием между ближайшими излучателем и приемником от 0,7 до 1,5 м и базой зондов (расстояние между приемниками) — в пределах 0,3-0,6 м. 24.6.2.1 Требования к измерительным зондам: - диапазон измерения интервального времени — 120-600 мкс/м; - диапазон измерения коэффициента затухания — 0,5-40 дБ/м; - основная относительная погрешность измерения интервального времени — не более ±1-3 % (в зависимости от типа прибора); - основные абсолютные погрешности измерения амплитуд и эффективного затухания — не более ±0,1 А и ±3 дБ/м соответственно; - дополнительные погрешности измерений, вызванные изменениями напряжения питания на ±10 %, давления на 1 МПа и температуры на 10 °С относительно стандартного значения, равного 20 °С, не должны превышать 0,3; 0,01 и 0,1 значений основных погрешностей, 24.6.2.2 Длительность оцифровки сигналов — до 4 мс; шаг дискретизации — 2-5 мкс. 24.6.2.3 Скважинный прибор центрируется. 24.6.2.4 Модуль цементометрии комплектируют с модулями ГК, ЛМ, термометрии, компенсированного НК и гамма-гамма-цементометрии и толшинометрии. 24.6.3 Требование к методическому и программному обеспечению заключается в наличии не менее двух, реализующих различные принципы обработки, программ выделения в общем волновом пакете колебаний волны, распространяющейся в колонне (окно регистрации ∆ t к , А к ), и упругой волны, распространяющейся в горных породах ( ∆ t п , А п ). 24.6.4 Первичную и периодические калибровки выполняют согласно требованиям раздела 6. 24.6.4.1 Основным средством калибровки является поверочная базовая установка УПАК-2, содержащая аттестованный волновод акустических колебаний (отрезок или несколько отрезков стальных труб, разрезанных вдоль) 24.6.4.2 Полевые калибровки не выполняют. Их заменяет контрольное измерение на участке незацементированной колонны протяженностью не менее 50 м. 24.6.5 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6. Дополнительные требования: 24.6.5.1 Время проведения изменений определяется длительностью формирования цементного камня. Для нормальных цементов оно составляет не менее 16-24 ч. 24.6.5.2 Коэффициент усиления электронной схемы скважинного прибора выбирают таким образом, чтобы в диапазоне оцифровки акустических сигналов сохранялся минимальный уровень шумов, вызванных движением прибора, а сигналы регистрируемых воли не ограничивались. Правильность выбора контролируют по экрану монитора, на котором отображаются волновые пакеты двухэлементных измерительных зондов, фазокорреляционные диаграммы (ФКД) и значения ∆ t к и ∆ t п в точке исследования. 24.6.5.3 Скорость каротажа — не более 1200 м/ч. 24.6.6 Качество материалов оценивают согласно требованиям раздела 6. Критерии, специфичные для АК, следующие: 24.6.6.1 Значение интервального времени ( ∆ t к ) продольной волны в незацементированной обсадной колонне должно находиться в пределах 185-187 мкс/м, затухания — в пределах 1-5 дБ/м. В интервале между муфтами кривая интервального времени и фазовые линии на ФКД должны представлять собой устойчивые прямые линии, параллельные оси глубин. 24.6.6.2 Повторяемость на основной и повторной записях значений величин ∆ t к и ∆ t п , осредненных на участках длиной в 3 м и более, должна быть не хуже ±5 % в зацементированных интервалах и ±3 % — на незацементированных участках обсадной колонны, кривых амплитуд и затухания — не хуже ±10 %. 24.6.7 На твердых копиях кривые ∆ t к , α к , ∆ t п , α п отображают в треке Т2, а ФКД — в треке ТЗ (рис.1). 24.7 Акустическая дефектоскопия колонн и цементного камня 24.7.1 Акустическая цементометрия на отраженных волнах предназначена для сканирования и растрового отображения стенки обсадной колонны и дефектов колонны и цементного камня по интенсивности волн, отраженных от внутренней стенки колонны, стенки скважины и дефектов колонны и камня. Измеряемые величины - времена и амплитуды (интенсивность) отраженных волн. Единицы измерения — микросекунда (мкс) и безразмерная единица соответственно. Применяют для определения внутреннего диаметра и эксцентриситета колонны, выделения положения муфт и дефектов, нарушающих целостность колонны и герметичность затрубного пространства, — порывов, трещин, смятий и коррозии обсадных труб, вертикальных каналов в цементном камне. Исследования выполняют в скважинах, заполненных любой негазирующей жидкостью плотностью не более 1,3 г/см 3 24.7.2 Измерительный преобразователь сканера АК-цементометрии представляет собой совмещенный излучатель-приемник упругих колебаний. Конструкция прибора может содержать один преобразователь, вращающийся вокруг оси прибора, или несколько (обычно 6-8) преобразователей, установленных в корпусе прибора по винтовой линии через равные углы в проекции на азимутальную плоскость. Сканеры АК-цементометрии оснащают дополнительным преобразователем «излучатель— приемник» для определении скорости упругой волны в жидкости, заполняющей скважину, и устройствами определения азимутального ориентирования преобразователя в скважине или привязки положения преобразователя к апсидальной плоскости ствола скважины. 24.7.2.1 Требования к преобразователю: - частота собственных колебаний в диапазоне 250-1000 кГц; - форма внешней (излучающей) поверхности должна обеспечивать фокусировку упругого сигнала на поверхности обсадной колонны диаметром 140-168 мм в круге диаметром не более 3 мм; - погрешность азимутального ориентирования преобразователя в скважине или его привязки к апсидальной плоскости ствола скважины — не более 2°; - начало развертки определяется направлением на север; - количество оборотов вокруг оси (для приборов с несколькими преобразователями — количество опросов) — не менее 3 в секунду; количество точек сканирования — не менее 512 за один оборот; - погрешность измерения диаметра колонны — не более ±0,5 мм. 24.7.2.2 Модуль сканера АК-цементометрии комплексируют с модулями ЛМ, ГК, АКЦ и компенсированного НК. 24.7.3 Требования к методическому и программному обеспечению и калибровкам определяются эксплуатационной документацией. 24.7.4 Исследования в скважинах проводят согласно требованиям раздела 6 с изменениями: 24.7.4.1 Повторное измерение не выполняют. 24.7.4.2 Контрольное измерение проводят в любом участке обсадной колонны протяженностью не менее 50 м. 24.7.4.3 Скорость каротажа - не более 250 м/ч. 24.7.5 Контроль качества данных определяется эксплуатационной документацией на прибор. 24.7.6 На твердых копиях значение внутреннего диаметра колонны отображают в треке Т2, растровые изображения поверхности колонны и дефектов в цементном камне — в треке T3L и Т3R (рис. 1). 25 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 25.1 Механическая расходометрия 25.1.1 Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты. Применяют как основной метод для: - выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах; - оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах; - определения поинтервальных и суммарных дебитов; - выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины. Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах. Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений. 25.1.2 Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы. 25.1.2.1 Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние — только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи. 25.1.2.2 Механические расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям: - динамический диапазон (отношение максимального измеряемого дебита к минимальному) для пакерных приборов — не менее 10, для беспакерных — не менее 50; - коэффициент нелинейности — не более ±3 %; - нижний предел измерений для пакерных приборов — не более 5 м 3 /сут, беспакерных — 20 м 3 /сут; - погрешность измерения скорости вращения турбинки — не более ±3 %; - коэффициент пакеровки прибора при неизменном диаметре колонны — не менее 0,9; - превышение амплитуды полезного сигнала над уровнем помех — не менее чем в 5 раз. 25.1.2.3 Комплексируют с термокондуктивной расходометрией, барометрией и другими методами изучения «притока-состава». 25.1.3 Калибровку механического расходомера проводят в единицах скорости потока или массы потока. Градуировочная зависимость связывает частоту f вращения турбинки (Гц, имп/мин) или угол поворота турбинки со скоростью v потока жидкости (газа) в скважине: v=kf+b, где k — аппаратурный коэффициент, b — пороговая чувствительность. По скорости потока v рассчитывают объемный расход жидкости, в м 3 /сут, или газа, в тыс.н.м 3 /сут. 25.1.3.1 Калибровку выполняют на специальном гидродинамическом стенде. Контролируемые параметры: аппаратурный коэффициент, пороговая чувствительность, коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Очередность первичной и периодической калибровок такая же, как для других геофизических приборов. 25.1.3.2 Реальная градуировочная характеристика расходомера в скважине может сильно отличаться от стендовой вследствие: неустановившегося или периодически фонтанирующего режима работы пласта, вихревого движения флюидов в колонне; наличия во флюиде механических примесей; непостоянства вязкости и плотности потока; различия фазовых скоростей составляющих потока и средней скорости; наличия порогового значения скорости потока, при которой начинает вращаться турбинка; неравномерного движения скважинного прибора. 25.1.3.3 Значения аппаратурного коэффициента для исключения неоднозначности уточняют по результатам скважинных измерений. Применяют два способа: - сопоставление значений дебитов, полученных в отдельных точках с помощью расходомера, с суммарным дебитом скважины; - регистрацию в зоне постоянного потока в НКТ серии расходограмм, отличающихся скоростью и направлением записи. Первый способ применяют для фонтанирующих скважин со стабильным высоким расходом (скорости потока более 0,5-1 м/с). Второй способ приемлем для малодебитных скважин, в которых скорости потока менее 0,5 м/с. Измерения выполняют при движении прибора навстречу потоку флюида со скоростями 150, 300, 500, 800, 1000 м/ч и при движении прибора вдоль потока со скоростями 800, 1000, 1200, 1500 м/ч. Решением системы уравнений находят аппаратурный коэффициент и скорость потока в абсолютных единицах. 25.1.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 12 настоящего РД и эксплуатационной документации. Регистрацию данных проводят в непрерывном («на протяжке») и в поточечном («по точкам») режимах. 25.1.4.1 Для проверки стационарного режима работы скважины и определения суммарного дебита (для скважины в целом, групп и отдельных пластов) точечные измерения выполняют с полностью открытым пакером: выше всех работающих пластов; в перемычках между исследуемыми пластами; ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними — 0,2-2 м. Контрольные измерения проводят не менее чем в одной точке в каждом интервале. 25.1.4.2 Для определения профиля притока или приемистости точечные измерения выполняют в интервалах исследуемых пластов через 0,2-0,4 м, а на участках малого изменения дебита (менее 20 %) - через 1-2 м. Контрольные измерения в пределах пласта проводят в отдельных точках по всей эффективной толщине коллектора; целесообразно их проводить в интервалах небольших изменений дебитов. 25.1.4.3 Измерения в непрерывном режиме проводят для определения отдающих или принимающих интервалов перфорированного пласта в интервале, длина которого на 10-20 м вверх и вниз больше интервала перфорации. Для определения нарушения герметичности колонны непрерывную регистрацию данных проводят в неперфорированных интервалах. На участках изменений дебитов производят измерения в точках. 25.1.4.4 Опорный профиль притоков или приемистости, с которым сопоставляют профили, полученные в процессе последующей эксплуатации скважины, получают непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим. Опорный профиль должен быть снят повторно после проведения любых работ в скважине, связанных с изменением вскрытой толщины коллектора. 25.1.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6. Дополнительно регламентируются: 25.1.5.1 Расхождения в суммарных дебитах (расходах) скважины, найденные по данным расходометрии и измеренные на поверхности, не должны превышать ± 20 %. 25.1.5.2 Расхождения между основным и контрольным измерениями в одной точке на перфорированном участке не должны превышать ±5-10 %. 25.1.6 Помимо обычных операций редактирования первичных данных, придания им физических масштабов и увязки данных по глубине в процессе первичной обработки проводят построения интегральной расходограммы, характеризующей изменение дебита или расхода по всему интервалу притока (приемистости), и дифференциальной расходограммы, характеризующей величину притока (приемистости) на единицу толщины пласта. Увязку по глубине проводят по непрерывным измерениям. Корректировка расходограмм по результатам точечных измерений существенно повышает достоверность количественной интерпретации. 25.1.7 Форма представления расходограмм не регламентируется. 25.2 Термокоидуктивная расходометрия 25.2.1 Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюида термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяют для выявления: - интервалов притоков или приемистости флюидов; - установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах; - для оценки разделов фаз в стволе скважины. Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока. 25.2.2 Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик- резистор, нагреваемый электрическим током до температуры, превышающей температуру среды. Набегающий поток флюида охлаждает датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока. 25.2.2.1 Термокондуктивные расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям: - верхний предел измерений дебита осевого потока — не менее 150 м 3 /сут; - допустимая погрешность определения приращения температуры — не более ±0,2 °С; - тепловая инерционность датчика — не более 10 с. 25.2.2.2 Комплексируют с другими методами оценки «притока-состава». 25.2.2.3 Измеряемая величина — электрическое сопротивление (температура, частота), единица измерения - Ом (°С, Гц). 25.2.3 Калибровку выполняют согласно эксплуатационной документации на конкретный прибор. 25.2.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями эксплуатационной документации. Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным (выполнение не регламентируется) — измерение в точках. 25.2.4.1 Основное и контрольное измерения выполняют по всему исследуемому интервалу со скоростью не более 200 м/ч. При этом: - для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты; - негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже НКТ; - для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводят в остановленной скважине в процессе и после восстановления давления. 25.2.4.2 В точках измерения ведут в двух вариантах: на нескольких различных глубинах при стабильном режиме работы скважины или регистрируя на фиксированной глубине непрерывную кривую изменения показаний в процессе целенаправленного воздействия на скважину. Измерения в точках начинают через 5 мин после включения тока питания датчика; количество и местоположение точек не регламентируется. 25.2.5 Основные положения контроля качества измерений перечислены в разделе 6. Дополнительные критерии: - воспроизводимость основного и контрольного измерений в зоне отдающих интервалов должна сохраняться по конфигурации и абсолютным значениям приращений в начале и конце записи на одних и тех же глубинах; - вне интервалов перфорации и при нестабильной работе скважины допускается превышение погрешностей до 2 раз; - расходограммы могут не повторяться в нестабильно фонтанирующих или поглощающих скважинах, особенно в скважинах с глубинно-насосной эксплуатацией. 25.2.6 Процедуры первичной обработки данных, кроме увязки по глубине, не регламентируются. 25.2.7 Форма представления диаграмм и результатов их обработки не регламентируется. 25.3 Гамма-гамма-плотнометрия 25.3.1 Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока «мягкого» гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида. Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии). Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины. 25.3.2 Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения. 25.3.2.1 Плотномер должен удовлетворять следующим требованиям: - диапазон измерения плотности — 0,7-1,2 г/см 3 с погрешностью не более ±0,01 г/см 3 ; - обладать пакером для исследования низкодебитных нефтяных скважин. 25.3.2.2 Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке - с другими методами оценки «притока-состава». 25.3.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на моделях скважин, заполненных флюидом с разной плотностью, построением градуировочной зависимости J х /J в = f( σ х , σ в ), где J x , J в — показания в флюиде с плотностью σ х и в пресной воде σ в , плотность которой равна 1 г/см 3 25.3.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. Скорость каротажа при общих исследованиях 400-600 м/ч, при детальных - 50-100 м/ч. 25.3.5 Основные положения контроля качества измерений регламентированы разделом 6. Дополнительный критерий — расхождения основного и повторного измерений не должны превышать ± 3 %. При неустойчивом режиме работы скважины (пульсирующий, с разделенными структурами многофазного потока) воспроизводимость измерений проверяют по записи в зумпфе скважины. 25.3.6 При первичной обработке привязку результатов измерений по глубине и учет естественного гамма-излучения пород проводят по кривой ГК, которую регистрируют отдельным каналом плотномера или сборки, включающей плотномер. 25.3.6.1 В случае значительного искажения показаний радиогеохимическими аномалиями результаты измерений плотности используют для качественной интерпретации. 25.3.6.2 Содержание нефти и воды в смеси определяют, исходя из соотношения σ см = σ в к в + σ н (1 - к в ), где σ см , σ в , σ н — плотность смеси, воды и нефти соответственно, k в — относительное содержание воды в жидкости. 25.3.6.3 При неизвестной или непостоянной минерализации воды, поступающей из пласта, интерпретацию проводят на качественном уровне. 25.3.7 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется. 25.4 Диэлькометрическая влагометрия 25.4.1 Диэлькометрическая влагометрия (влагометрия) основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины. Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей: установления мест негерметичности обсадной колонны; при благоприятных условиях - для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах. Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока (существенные погрешности при разделенных структурах — кольцевой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчиков. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны. 25.4.2 Скважинные влагомеры представляют собой LC или RC-генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты. 25.4.2.1 В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные — для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры — беспакерные. 25.4.2.2 Пакерный влагомер должен удовлетворять следующим требованиям: - фиксировать притоки нефти в гидрофильную водонефтяную смесь и обнаруживать обводненность нефти в скважинах с дебитом менее 100 м 3 /сут; - нестабильность работы в течение 6 ч не должна превышать ±1 %; - погрешность определения содержания воды в равномерно смешанной гидрофобной водонефтяной смеси не должна превышать ±3 %. 25.4.2.3 Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока- состава». 25.4.3 Первичную и периодические калибровки выполняют в эталонировочном устройстве, содержащем дисперсные водонефтяные смеси (эмульсии) с объемным содержанием воды от 0 до 100 %, через каждые 10 %. Результатом калибровки является градуировочная зависимость относительного разностного параметра f = (f в – f см ) / (f в – f н ) от процентного содержания воды в дисперсной смеси, где f см , f в , f н — показания прибора в водонефтяной смеси, в воде и нефти. Калибровку в газоводяных смесях не проводят из-за сложности эталонировочного устройства. Полевую калибровку проводят с помощью генератора стандартных сигналов. 25.4.3.1 Не допускается линейная аппроксимация градуировочной зависимости влагомера в полном динамическом диапазоне (0-100 %). 25.4.3.2 При калибровке учитывают изменения показаний прибора в зависимости от температуры среды, так как при изменении температуры от 20 до 100 °С относительная диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 81 до 55. 25.4.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. 25.4.4.1 Исследование интервала включает непрерывные и точечные измерения. Для пакерных влагомеров непрерывные измерения выполняют с закрытым пакером при спуске прибора, точечные — при подъеме прибора, полностью открывая пакер. При перемещении прибора с точки на точку пакер прикрывают. 25.4.4.2 Непрерывные измерения выполняют в интервалах перфорированных пластов или предполагаемой негерметичности обсадной колонны, распространяя их на 20 м вниз и вверх исследуемого интервала. Повторное измерение выполняют в том же интервале. Скорость каротажа при общих исследованиях — не более 1000 м/ч, при детальных — 300 м/ч, дискретность записи данных по глубине 0,2; 0,1 и 0,05 м. 25.4.4.3 Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая также аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения. 25.4.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. 25.4.6 Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока. 25.4.7 Результаты измерений представляют в виде исходных кривых (точечных показаний), а результаты первичной обработки—в виде отредактированных влагограмм. 25.5 Барометрия 25.5.1 Барометрия основана на изучении поведения давления или градиента давления по стволу скважины или во времени. Применяют для определения абсолютных значений забойного и пластового давлений, оценки депрессии (репрессии) на пласты, определения гидростатического градиента давления, а также плотности и состава неподвижной смеси флюидов по значениям гидростатического давления, оценки безвозвратных потерь давления в сужениях ствола, гидравлических потерь движущегося потока и определения плотности и состава движущейся смеси (совместно с другими методами «притока-состава»). Ограничения применения обусловлены влиянием на показания манометров нестационарных процессов в скважине, температуры среды, структуры газожидкостного потока. 25.5.2 Измерения выполняют глубинными манометрами, которые подразделяют на измеряющие абсолютное давление и дифференциальные. Их подразделяют также на манометры с автономной регистрацией, которые опускают на скребковой проволоке, геофизическом кабеле (с последующим оставлением на якоре в заданном интервале) или в составе пластоиспытателей, и дистанционные, работающие на геофизическом кабеле. Преобразователи давления могут быть: пьезокристаллические (кварцевые, сапфировые), струнные и мембранные. 25.5.2.1 Конструкция глубинных манометров должна обеспечивать измерение статической составляющей полного давления (за исключением интервалов интенсивного притока флюидов в ствол, где возможно влияние радиальных струй). 25.5.2.2 Приборы барометрии должны удовлетворять следующим требованиям: - предельные значения диапазонов измерения — 10, 25, 40, 60 и 100 МПа; - чувствительность преобразователей давления — 0,001-0,05 МПа; - основная относительная погрешность измерения — ±0,25 % или ±0,5 %. 25.5.2.3 Прибор (модуль) барометрии применяют в сборке приборов «притока-состава». 25.5.3 Первичную и периодические калибровки выполняют на поверочной установке высокого давления, использующей аттестованные грузопоршневые манометры. Вследствие сильного влияния температуры на показания глубинных манометров калибровку выполняют не менее чем при трех фиксированных температурах, термостатируя при этом преобразователь и сам прибор. Градуировочная зависимость имеет вид p = f (F, T), где р, Т — значения давления, МПа, и температуры, °С, F — показания прибора. 25.5.4 Подготовку и проведение измерений выполняют в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. Полевую калибровку выполняют с помощью генератора стандарт-сигналов. 25.5.4.1 Измерения абсолютных давлений и их изменений проводят тремя способами, регистрируя: изменение давления в функции времени на фиксированных точках глубины; стационарное поле давления по стволу скважины как функцию глубины; нестационарное поле давления по стволу как функции глубины и времени: - регистрацию изменения давления как функции времени проводят при флуктуационных измерениях либо при гидродинамических исследованиях пластов (регистрация кривой притока, кривых изменения давления — КВД, КСД, КВУ). Для этого прибор устанавливают в кровле или несколько выше испытываемого объекта. Снятие отсчетов представляет собой регистрацию непрерывной кривой (для КВД период снятия отсчетов должен быть не менее 10 с в первые 5 мин замера и 30 с в последующем); - при регистрации распределения давления как функции глубины основным информационным параметром является вертикальный градиент давления ( ∆ p/ ∆ H cos θ ), который определяют по наклону диаграммы с учетом угла наклона скважины ( θ ); - регистрацию давления по стволу скважины проводят при спуске или подъеме прибора со скоростью не более 1000 м/ч. 25.5.4.2 Дискретность записи данных по глубине при непрерывных наблюдениях равна 0,2 м. 25.5.4.3 Дифференциальные манометры, измеряющие разность гидростатических давлений на базе порядка 1 м, применяют для количественных определений плотности флюида в стволе простаивающей скважины. Поскольку измеряемая разность давлений пропорциональна средней плотности смеси флюидов в стволе скважины, то находимые значения плотности усреднены как по сечению потока, так и по интервалу замера. Аналогичная оценка плотности смеси допустима также при низких скоростях потока, когда влияние гидравлических потерь не существенно. 25.5.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. 25.5.6 Первичная обработка заключается в расчетах давления в точках, кривых давления или градиента давления в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости (с учетом температурной поправки). 25.5.7 Форма представления первичных данных и результатов измерений не регламентируется. 25.6 Индукционная резистивиметрия 25.6.1 Индукционная резистивиметрия основана на измерении удельной электрической проводимости жидкостной смеси в стволе скважины методом вихревых токов. Применяют для: определения состава флюидов в стволе скважины; выявления в гидрофильной среде интервалов притоков воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое; установления мест негерметичности колонны; разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий; определения капельной и чёточной структур течения для гидрофильной смеси. Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости. 25.6.2 Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно- погружного типа, состоящий из двух — возбуждающей и приемной — тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика. 25.6.2.1 Требования, предъявляемые к индукционным резистивиметрам: - диапазон измерения удельной электрической проводимости - 0,1-30 См/м; - основная относительная погрешность — не более +5 %; - допустимый коэффициент нелинейности зависимости показаний от удельной электрической проводимости — не более ±5 %; - погрешность от изменений температуры — не более ±0,5 % на 10°С. 25.6.2.1 Прибор (модуль) комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава». 25.6.3 Первичную и периодические калибровки выполняют с помощью эталонировочного устройства, изготовленного в виде цилиндрического сосуда диаметром более 150 мм. Измерения выполняют в трех водных растворах хлористого натрия, проводимость которых находится в диапазонах 0,1-0,3; 1-3; 20-30 См/м. Сами растворы аттестуют прямыми измерениями электрической проводимости лабораторным кондуктомером с погрешностью не более ±0,5 %. Результатом калибровки являются градуировочные зависимости показаний прибора от удельной электрической проводимости (См/м) и минерализации воды (г/л). 25.6.3.1 Источником погрешностей измерений удельной электрической проводимости является нелинейность чувствительности резистивиметра к температуре и напряжению питания. 25.6.3.2 Учет температурной поправки проводят с помощью палаточных зависимостей. 25.6.4 Подготовка и проведение измерений должны выполняться в соответствии с требованиями раздела 6 и эксплуатационной документации. 25.6.4.1 Непрерывные измерения выполняют на спуске в интервалах перфорированных пластов с перекрытием на 20 м прилегающих к ним участков, повторное измерение — по всей длине исследуемого интервала. Скорость проведения каротажа — 400-600 м/ч. 25.6.4.2 Дискретность записи данных по глубине — 0,2 м. 25.6.5 Основные положения контроля качества измерений регламентируются разделом 6. 25.6.6 Первичная обработка заключается в расчетах удельной электрической проводимости в отдельных точках или по стволу скважины с использованием градуировочной зависимости (с учетом температурной поправки). 25.6.7 Форма представления первичных данных и результатов расчетов не регламентируется. 25.7 Акустическая шумометрия 25.7.1 Акустическая шумометрия основана на регистрации интенсивности шумов, возникающих в пластах, в стволе скважины и в заколонном пространстве при движении газа, нефти и воды. Применяют для: выделения интервалов притоков газа и жидкости в ствол скважины, включая случаи перекрытия интервалов притока лифтовыми трубами; интервалов заколонных перетоков газа; выявления типа флюидов, поступающих из пласта. Ограничения связаны с шумами, возникающими при движении самого прибора, существованием сложной зависимости чувствительности датчика от частоты, одновременным влиянием на частоту шумов скорости потока, диаметра канала, вязкости флюида. 25.7.2 Чувствительным элементом акустической шумометрии является пьезоэлектрический преобразователь (гидрофон), расположенный в отдельном модуле сборки «притока-состава» или конструктивно совмещенный с одним из приемников акустической цементометрии (в последнем случае измерения проводят отдельной спускоподъемной операцией при выключенном излучателе). 25.7.2.1 Акустический шумомер является индикаторным прибором и не подлежит строгой калибровке. Его данные не пригодны для количественных определений. 25.7.2.2 Программное обеспечение шумомера должно обеспечивать измерение интенсивности шумов не менее чем в четырех частотных диапазонах в полосе от 100 Гц до 6 кГц. 25.7.3 Измерения акустическим шумомером выполняют дважды: в непрерывном режиме и в точках, в которых установлена аномальная интенсивность шумов. 25.7.3.1 Непрерывные измерения ведут со скоростью 300-600 м/ч несколько раз при спуске и подъеме прибора. Полученные данные используют для выделения интервалов поступления в скважину пластовых флюидов и заколонных перетоков. 25.7.3.2 Дискретные измерения выполняют в течение 2-3 мин в точках, характеризующихся аномальной интенсивностью шумов, регистрируя их не менее чем в четырех спектральных каналах. Данные используют для идентификации типа флюида. 25.7.4 Форма представления первичных данных и результатов интерпретации не регламентируется. |