Пьезометрические методы исследования нефтяных скважин

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.

 

Рис. 2. Принципиальные схемы геликсного (а) и поршневого (б) скважинных манометров

Имеются манометры так  называемого поршневого типа МГП           (рис. 2, б), чувствительным элементом в которых является шток-поршень - 1, растянутый пружиной - 2. Шток проходит через      сальник - 3, разделяющий две камеры. В верхней камере А - атмосферное давление. Нижняя камера В сообщается с внешней средой. Разность давлений в камерах действует на сечение поршня-штока - 1, который при своем перемещении растягивает пружину. В атмосферной камере на конце штока имеется перо - 4, прочерчивающее на бумажном бланке вертикальную линию, равную перемещению штока, и пропорциональную давлению в нижней камере. Бумажный бланк укреплен на внутренней поверхности стакана-каретки - 5, которая медленно вращается от часового механизма - 6. Нижняя камера может быть заполнена маслом и отделена от скважинной жидкости сильфоном.

Преимуществом такой конструкции  манометра является возможность  получения при малом диаметре прибора больших перемещений  штока, а следовательно, и возможность получения более четких записей. Однако трение в самоуплотняющемся сальнике, выдерживающем весь перепад давления, препятствует перемещению штока и обусловливает погрешность. Для снижения трения в сальнике в некоторых конструкциях штоку придается постоянное вращательное движение.

Существует комплексный  глубинный аппарат «Поток-5», одновременно измеряющий 5 параметров. В приборе измеряемые на забое параметры преобразуются в непрерывный частотный электрический сигнал, передаваемый на поверхность по одножильному бронированному кабелю КОБДФМ-2. Регистрируемыми параметрами являются давление на глубине спуска прибора, температура, расход жидкости, соотношение нефти и воды в потоке, местоположение нарушений сплошности металла труб.

Прибор состоит из пяти функционально независимых преобразователей измеряемых параметров в частотный  сигнал и дистанционно управляемого пакерующего устройства. Все устройства объединены в три узла: термоманометрический - для измерения температуры и давления; потокометрический - для измерения общего расхода жидкости и содержания в ней воды; локаторы сплошности металла труб. Наличие локатора сплошности позволяет обнаружить перфорационные отверстия, интервал перфорации (начало, конец) и таким образом «привязать» измеряемые параметры непосредственно к перфорированным интервалам. Это существенное достоинство аппарата «Поток-5».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе работы рассмотрены критерии при использовании пьезометрических методов исследования скважин, на основании которых можно сделать следующие выводы:

1. Проведен анализ литературы и освещены вопросы в области пьезометрических исследований скважин, а также технологических расчетов притока жидкости к скважине; выявлена высокая значимость ГДИС в определении параметров пласта для дальнейшего построение и адаптации гидродинамической модели, оценки поведения коллектора, прогнозирования добычи;
2. Разработана методика по оценке  дебита нефтяной скважины с применением  радиальной схемы фильтрации;
3. На основании теоретических выкладок выведено соотношение между фактическим и расчетным дебитами, построен график расчетного и фактического дебитов, а также вычислены коэффициент линейной корреляции, равный 0,887, и среднеквадратичное отклонение, равное ± 6,169%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  Пыхачёв   Г.Б.,  Исаев  Р.Г.  Подземная   гидравлика. – М. – Недра, 

1973.

2.  Чарный И.А. Подземная гидродинамика.- М., ГТТИ, 1963.

3.  Телков А.П., Грачёв С.И. Т.Л. Краснова. Особенности  разработки нефтяных месторождений.  Тюмень, НИПИКБС, ч.1, 2. 1999

4. Телков  А.П.,  Грачёв  С.И.,  Гаврилов  Е.И.,  Краснова  Т.Л. 

Пространственная  фильтрация  и  прикладные  задачи  разработки нефтегазоконденсатных  месторождений  и  нефтедобычи.  Тюмень, НИПИКБС, 2001.

5. Телков А.П.  и др. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень, НИПИКБС, 2002.