Задачі, які вирішуються за допомогою комплексних геофізичних досліджень в процесі буріння

За допомогою комплексних геофізичних досліджень свердловин у процесі буріння розв’язують наступні задачі:

1) літологічне розчленування розрізу та виділення порід-колекторів;

2) визначення характеру насичення колекторів;

3) оперативне визначення ряду фізичних параметрів порід-колекторів і попередня оцінка їх колекторських властивостей;

4) визначення інтервалів встановлення башмака технічної та експлуатаційної колон;

5) оптимізація процесу буріння для швидкості буріння свердловини з контролем режиму обробки доліт;

6) визначення умов безаварійного буріння свердловин;

7) буріння похило-направлених свердловин за заданим кутом і азимутом;

8) визначення міцності та абразивності гірських порід;

9) контроль процесу цементування свердловини та інші.

Припливометрія

Під припливометрією розуміють визначення місць припливів, поглинання та заколонної циркуляції рідини в обсаджених і необсаджених свердловинах. Місце припливів вод у свердловину можуть бути встановлені методом опору, термічними та фотоелектричними методами.

Метод опору базується на вивченні питомого електричного опору пластових вод і промивних рідин, які надходять у свердловину. Питомий опір промивних рідин відрізняється від питомого опору пластових вод. Для визначення опору рідини в свердловині використовується резистивіметр. Місце припливу або поглинання рідини відзначається різкою зміною кривої опору резистивіметра (Рис. 163 ст.347).

Термічний метод визначення місця припливу рідини в свердловину базується на зміні температури промивної рідини в межах припустимої ділянки припливу. Свердловина заповнюється рідиною, температура якої відрізняється від температури пластової води. Місце припливу води відмічається зміною температури.

Фотоелектричний метод базується на порівнянні прозорої води, яка надходить в свердловину, та глинистого розчину. Прозорість рідини в свердловині визначається за допомогою приладу, який вимірює різницю потенціалів у ланці фотоелемента, що освічується електричною лампочкою через шар рідини, яка досліджується.

Зони затрубної циркуляції вод визначаються методами термометрії та радіоактивних ізотопів. Перший метод базується на вивченні теплообміну між свердловиною та водами, які циркулюють у затрубному просторі. На ділянці затрубної циркуляції вод встановлюється порівняно стабільна температура, тому напрти інтервалу їх рухи відмічаються аномаліями практично однакової температури (Рис. 164 ст.347).

Дебітометрія

Об’єми рідини або газу, які циркулюють в стовбурі свердловини, реєструються глибинними розходомірами та дебітомірами. Розходомірами вимірюються розходи води, яка нагнітається в свердловину, дебітомірами – припливи нафти, газу та їх суміші з водою.

Дебітоміри та розходоміри діляться на механічні та термокондуктивні, за способом реєстрації – автономні та дистанційні, за умовами вимірювань – на пакерні та безпакерні.

В механічних дистанційних дебітомірах і розходомірах переважно використовують перетворювачі швидкості обертання турбіни в електричні сигнали, прилади з автономною реєстрацією використовують як турбінні, так і поплавково-пружинні датчики. Робота термокондуктивних дебітомірів і розходомірів базується на визначенні кількості тепла, яке віддається безперервно нагріваючим тілом, що розміщене в потік рідини або газу.

Відношення розходу рідини, яка протікає через прилад, до всього розходу називається коефіцієнтом перекриття або пакерування:

(1)

де Q₁ – розхід рідини, яка проходить між пакером і стінкою свердловини.

Механічний дебітомір (розходомір) представляє собою тахометричний перетворювач швидкості потоку рідини або газу. Чутливим елементом є турбінка, яка обертається набігаючим потоком того або іншого флюїду. Швидкість обертання турбінки перетворюється в електричні сигнали за допомогою магнітного перемикача струму (рис. 176 Дьяконов ст.367).

Частота імпульсів, що надходять по лінії зв’язку на поверхню, перетворюються блоком частотоміра в пропорційну її величину напруги, яка фіксується реєстратором.

Методика проведення досліджень свердловин механічними дебітобірами та розходомірами полягає в наступному. Прилад опускається в свердловину до покрівлі верхнього перфорованого пласта та при відкритому пакері або центраторі проводяться періодичні відліки за лічильником-номератором і записуються покази на фотопапір протягом 5-10 хвилин. при цьому реєструються покази калібратора, нульові лінії та покази сумарного дебіту. Потім при закритому пакері приладу опускають на вибій. При підйомі приладу з прикритим пакером зі швидкістю 60-80 м/год. записується безперервна діаграма до воронки насосно-компресорної труби в масштабі глибин 1:200. За даними отриманих безперервної дебітограми відмічають положення точкових вимірювань дебіту. Дебітограма представляю собою залежність показів дебітометра в імпульсах на хвилину від глибини. На дебітограмах, що записані за допомогою механічних дебітометрів і розходомірів, робочі та приймаючі інтервали виділяються за збільшення числа імпульсів, які прямопропорційні швидкості потоку рідини (рис. 178 Д.ст.369).

Механічні дебітоміри (розходоміри) дозволяють: 1) визначати загальний дебіт (розхід) рідини по пластах; 2) отримувати профіль припливу та приймальності рідини за потужністю пласта в експлуатаційних та нагнітальних свердловинах; 3) здійснювати контроль за технічним станом свердловини; 4) визначати перетоки між перфорованими пластами після зупинки свердловини.

Термокондуктивні дебітоміри працюють за принципом термометра. У потік свердловинної рідини розміщують спіраль, що нагрівається постійним стабілізованим струмом до температури, яка перевищує температуру навколишнього середовища. Дана спіраль одночасно є і датчиком дебітоміра (розходоміра). Потік рідини або газу, що рухається, охолоджує спіраль і тим самим змінює активний опір. Температура датчика коливається у залежності від швидкості руху охолоджувальної рідини. Фіксуючи зміну опору термодатчика, отримують криву термокондуктивної дебітометрії (розходометрії). На термодебітограмі спостерігають ряд характерних інтервалів (рис.180 Д.ст.372): 1) ділянку експлуатаційної колони вище працюючих пластів з показами t_ек, які відповідають сумарному дебіту свердловини; 2) ділянку експлуатаційної колони нижче працюючих пластів у нерухомому середовищі з показами в нафті t_он і у воді t_ов; у зупиненій свердловині чітко відмічається границя між нафтою та водоюза різким зростанням приросту t при перетині приладом контакту води з нафтою; 3) ділянку потоку, що встановився в інтервалі працюючих пластів з показами t_в; 4) ділянку в ліфтовій колоні, яка відмічаються пониженням показів t_л.к за рахунок зростання лінійної швидкості руху флюїду.