Метод термометрии

1.

Метод термометрии
-выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов;
-выявления заколонных перетоков снизу и сверху;
-выявления внутриколонных перетоков между пластами;
-определения мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя
скважины;
-определения нефте-газо-водопритоков;
-выявления обводненных пластов;
-определения динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в
межтрубном пространстве;
-контроля работы и местоположения глубинного насоса;
-определения местоположения мандрелей и низа НКТ;
-оценки расхода жидкости в скважине, оценки Рпл и Рнас ;
-определение Тпл и Тзаб;
-контроля за перфорацией колонны;
-контроля за гидроразрывом пласта.

2.

Интервалы притока

3.

4.

Газонасыщенный пласт

5.

Подошва поглощения в нагнетательной скважине

6.

Негерметичность забоя до РИР

7.

Метод расходометрии
-выделение интервалов притока или приемистости в действующих
скважинах;
-выявление перетока между перфорированными пластами по
стволу скважины после ее остановки;
-распределение общего (суммарного) дебита или расхода по
отдельным пластам, разделенным неперфорированными
интервалами;
-получение профиля притока или приемистости пласта по его
отдельным интервалам.

8.

Расходомер механический
типа РД (РЭТС)

9.

Выделение интервалов притока

10.

Метод влагометрии
-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.

11.

Метод индукционной резистивиметрии
Индукционная резистивиметрия применяется:
- для определения состава флюидов в стволе скважины;
- выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды,
включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации
воды на забое;
- установления мест негерметичности колонны;
разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных
эмульсий;
- определения капельной и четочной структур для гидрофильной
смеси.

12.

Метод шумометрии
Метод акустической шумометрии 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.

13.

Выявление ЗКЦ шумометрией

14.

Технологические схемы

15.

16.

17.

18.

Гидродинамические исследования
Цель ГДИС - предоставить нефтедобывающему предприятию
информацию о пласте для:
а) подбора соответствующего эксплуатирующего оборудования
(насоса);
б) создания такого режима эксплуатации скважины, чтобы
скважина работала как можно дольше без остановки и ремонтов;
пласт вырабатывался/заводнялся равномерно, без создания
застойных зон (целиков); продукция не обводнялась/ вода не
прорывалась.
в) показать "коридор" ("вилку") оптимального режима работы
пласта;
г) оценить возможные осложнения при отклонении от
оптимального режима;
д) выявить резервы пласта.

19.

В однородном пласте скважина может эксплуатироваться
длительное время в постоянном режиме.
Трещиновато-пористый пласт требует циклической эксплуатации.
Экранированный пласт объясняет причину заниженных
продуктивных параметров скважины при сравнительно
высоких значениях ФЕС.
Зонально-неоднородный пласт или пласт с ухудшенной
прискважинной зоной нуждается в дополнительных ГТМ.
Жидкость в пласте постоянно мигрирует, каждая конкретная
скважина испытывает влияние соседних эксплуатационных или
нагнетательных скважин, контур питания приближается или
удаляется, давление на забое не постоянно. Все эти факторы
меняют модель пласта.

20.

Режимы исследования [РД].
Режим считается установившемся, если перед остановкой скважина
длительное время работала с постоянным дебитом и/или
постоянным давлением на забое. Такой режим исследований
дает возможность использовать при интерпретации глубинной
барометрии значение дебита, зафиксированное перед
остановкой скважины. Расчетные данные в этом случае
отличаются высокой достоверностью. Только при
установившемся режиме и разумном соотношении времени
возбуждения скважины / времени ожидания можно определить
контур питания.
Режим считается не установившийся, если дебит и давление на
забое в процессе работы скважины не постоянны. В расчетах
используется среднее значение дебита. Результаты
интерпретации – справочные, контур питания – условный. Для
обеспечения надежности расчетных параметров в процессе
отбора жидкости необходимо постоянно регистрировать
накопленный объем жидкости с дискретностью равной

21.

Пластовое давление
Скин-фактор
Дебит скважины
279.65
-4.43
152.10

22.

23.

24.

25.

26.

27.

ПРИМЕРЫ ДИАГРАММ

28.

ПРИМЕРЫ ДИАГРАММ

29.

ПРИМЕРЫ ДИАГРАММ