eφ = 1, для угла атаки 90° – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние угла, под которым поток набегает на датчик;

dk = 0,15м – диаметр колонны;

d = 0,008м – внешний диаметр датчика;

с1, b – безразмерные коэффициенты, зависящие от режима потока. В данном случае с1 = 0,59, b = 0,47 для модели нефти и газа и с1 = 0,21, b = 0,62 для модели воды.

Рассмотрим зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для трех разных сред, в зависимости от разных скоростей потока, меняющихся в интервале от 1см/с до 8см/с.

Рис. 10. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для нефти.

Рис. 11. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для воды.

Рис. 12. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для газа.

На основании полученных зависимостей можно сделать вывод о том, что кривую на определенных участках можно аппроксимировать прямой линией, это может во многом упростить решаемую задачу. При скоростях флюида близких к нулю превышается предел чувствительности дебитомера, приведенный технической характеристике выше. При нулевой скорости существует приращение температуры ΔТ0, являющееся максимальным. А с возрастанием скорости величина ΔТ уменьшается, что видно из рисунков 10, 11, 12.

Сравнивая Рис. 10 и Рис. 11, можно сказать, что при различных свойствах флюида, определяемых коэффициентом А изменения температур получаются одного порядка. А на Рис. 12 значения ΔТ на порядок превышают предел чувствительности дебитомера. На основании этого можно сказать, что термокондуктивный дебитомер не применяют в газовых скважинах, в которых используются механические дебитомеры.

Интерпретация дебитограмм

Рассмотрим рис.13, на котором представлены результаты измерения, проведенного при помощи потенциал зонда N 8,5 M 0,5 A, дебитомера СТД–2 и беспакерного механического дебитомера.

Рис. 13 Результаты измерения дебитомерами СТД–2 и беспакерным механическим по скв. 410 Кулешовской площади при Q = 458 м3/сут.

Условные обозначения см. Рис. 6

По кривой потенциал зонда можно выделить участок с высоким сопротивлением от 1737м до 1788м. Повышение сопротивления дает возможность предположить наличие коллектора с флюидом, у которого значение амплитуды кажущегося сопротивления резко возрастает.

По дебитограммам СТД–2 и беспакерного механического дебитомера можно выделить несколько участков, характеризующих зону притока флюида:

I 1748–1750м – ΔТ = 1,15°С; n = 240 об/мин;

II 1751–1752м – ΔТ = 1,25°С, n = 120 об/мин;

III 1753–1755м – ΔТ = 1,4°С; n = 90 об/мин;

IV 1758–1760м – ΔТ = 1,1°С, n = 78 об/мин;

V 1767–1769м – ΔТ = 1,7°С; n = 140 об/мин;

VI 1772–1775м – ΔТ = 1,9°С; n = 15 об/мин.

С учетом приведенной выше таблицы 7 и классификации форм дебитограмм можно определить примерные условия, при которых данные формы диаграмм встречаются. Если рассмотреть интервал глубин 1737–1783м, то можно предположить, что он характеризуется притоками нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м3/сут), однородной средой и устойчивой эмульсией.

Для того, чтобы определить дебет каждого интервала притока, нужно воспользоваться градуировочной характеристикой (приложение). ΔТ0Н – это приращение температуры при нулевой объемной скорости, оно является максимальной величиной перепада температур на датчике, с возрастанием объемной скорости потока эта величина должна уменьшаться. Поэтому на графике ΔТ0Н соответствует нулевому дебету и является максимальной величиной. Для данной кривой СТД ΔТ0Н будет равна 1,9°С. Величина приращения температуры для суммарного дебита составляет ΔТэк равное 1,1°С. ΔТэк – это приращение температуры, относящееся к эксплуатационной колонне. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, можно провести прямую.

На этом графике можно отметить интервалы, снятые с дебитограммы СТД–2. Δ1 = 0,05; Δ2 = 0,15; Δ3 = 0,1; Δ4 = 0,3; Δ5 = 0,1; Δ6 = 0,1. И для этих интервалов притока определить соответствующие им дебеты: в интервале 1748–1750м дебит 28,6 м3/сут; интервале 1751–1752м дебит 85,8 м3/сут; интервале 1753–1755м дебит 57,3 м3/сут; интервале 1758–1760м дебит 171,7 м3/сут; интервале 1767–1769м дебит 57,3 м3/сут; интервале 1772–1775м дебит 57,3 м3/сут.

На основании проведенной интерпретации можно выделить высокодебитные зоны притока и определить фильтрующийся флюид.

Заключение

Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или полностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от положения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость особенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны снабжаться центрирующими фонарями.

Основные положительные качества: неподверженность системы влиянию механических примесей, высокая чувствительность, низкая погрешность исследования в однородных жидкостях. При исследовании многофазного потока термокондуктивный дебитомер может оценить поток только качественно («есть приток», «нет притока»). Особенностью термокондуктивных дебитомеров, существенно сужающей область их применения, является большая зависимость показаний прибора от теплофизических свойств исследуемых жидкостей.

Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообразно дополнять результатами обработки других методов, дающих информацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продуктивных пластов и образование техногенных залежей газа.

Список литературы

1). Справочник геофизика. Том второй Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией С.Г. Комарова. – Гостоптехиздат, М.–1961.

2). Справочник геофизика. Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией В.М. Запорожца. – Недра, М.–1983.

3). Геофизические исследования скважин. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян. – Нефть и газ, М.–2004.