Дефектоскопія і товщинометрія

До числа дефектів обсадних колон відносяться порушення їх цілісності в результаті прострілочно-вибухових робіт (ділянки перфорації колони, тріщини і т.д.).

Товщина стінок обсадних колон може змінюватися під впливом механічних напруг і корозії. Фактичну товщину стінок колони і її внутрішній діаметр необхідно знати при інтерпретації даних контролю цементування і інших методів дослідження обсаджених свердловин.

Товщина стінок обсадних колон визначається за допомогою розсіяного гамма-випромінювання, джерелом якого служить ізотоп тулію. Інтенсивність розсіяного гамма-випромінювання вимірюється гамма-товщиноміром, розмір зонда якого складає 7-9 см. Цей зонд входить до складу комплексного приладу дефектоміра-товщиноміра типу СГДТ-2. Прилад дозволяє одержати середню товщину стінки обсадних колон з точністю ±0,5 мм. Товщиномір іноді застосовують спільно з каліброміром, який служить для вимірювання внутрішнього діаметру сталевих труб з точністю ±1 мм. Внутрішній діаметр обсадних колон може також визначатися за допомогою профілеміра, мікрокаверноміра і індукційного дефектоміра.

Індукційний дефектомір працює за принципом електромагнітної дефектоскопії. Генераторною котушкою індукційного зонда в обсадній колоні створюється вторинне поле вихрових струмів. Двома приймальними котушками вимірюються комплексні складові електромагнітного поля. Генераторна котушка живиться струмом частотою 300 Гц. Приймальні котушки розташовані на однаковій відстані від генераторної котушки по обидва від неї сторони. Комутатор дозволяє включати у вимірювальну схему або одну з приймальних котушок (прямий зонд) або обидві приймальні котушки, сполучені послідовно (диференціальний зонд). Прямий зонд застосовується для виявлення місць порушення колони, а диференціальний - для детальних досліджень (визначення діаметру колони і ін.).

8.3 Механічна і термокондуктивна витратометрія (дебітометрія)

Об'єми рідини або газу, що циркулюють в стовбурі свердловини, фіксуються і вимірюються глибинними витратомірами. Витратоміри діляться на механічні і термокондуктивні.

У механічних дистанційних витратомірах використовуються перетворювачі швидкості обертання турбіни в електричні сигнали.

Робота термокондуктивних витратомірів заснована на визначенні кількості тепла, що віддається безперервно нагрівачем, який розміщений в потоці рідини або газу. За кількістю тепла, що віддається, судять про лінійну швидкість потоку, яка у свою чергу вже пов’язана з об’ємною витратою рідини.

У комплекті з витратоміром використовують спеціальні пристрої, які називаються пакерами. Пакери призначені для напряму вимірюваного потоку рідини або газу через калібрувальний перетин приладу – витратоміра. Різні типи пакерів забезпечують повне або неповне перекриття стовбура свердловини, тому через калібрувальний канал приладу проходить або весь потік, або частина його.

Типи механічних турбінних витратомірів розрізняються в основному за конструкцією керуючого пристрою. Відношення розходу рідини, яка протікає через прилад, до всього розходу називається коефіцієнтом перекриття або пакерування:

(8.1)

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

Методика проведення досліджень свердловин механічними витратомірами полягає в наступному. Прилад опускається в свердловину до крівлі верхнього перфорованого пласта і при відкритому пакері проводяться періодичні вимірювання за допомогою лічильника протягом 5-10 хв. При цьому реєструються покази калібратора, нульові лінії і сумарного дебіту. Потім при закритому пакері прилад опускають на забій. При підйомі приладу з частково розкритим пакером на певній швидкості записується безперервна діаграма-витратограма. Витратограма є залежністю показів витратоміра від глибини. На витратограмах працюючі пласти виділяються збільшенням показів.

За даними такої витратограми намічають положення точкових (більш дорогих і більш точних) вимірювань дебіту. Вимірювання на таких точках виконують за допомогою відкритого пакеру протягом 1 хв. не менше 3 разів.

Механічні витратоміри дозволяють:

1.Визначати загальну витрату рідини по пластах.

2.Визначати профіль притоку і приємистості рідини в експлуатаційних і нагнітальних свердловинах.

3.Контролювати технічний стан свердловин.

4.Виявляти перетікання між перфорованими пластами.

Переваги механічних витратомірів - мала чутливість до складу протікаючого флюїду.

Недолік - непридатність для вивчення невеликих притоків і потоків забруднених рідин.

Термокондуктивні витратомірипрацюють за принципом термоанемометра. В потік рідини свердловини поміщається спіраль, що нагрівається постійним стабілізованим струмом до температури, що перевищує температуру навколишнього середовища. Ця ж спіраль –термоелектричний опір є датчиком витратоміра. Набігаючий потік рідини або газу охолоджує спіраль і тим самим змінює її активний опір. Температура датчика коливається залежно від швидкості руху охолоджуючої рідини. Фіксуючи зміну електроопору термодатчика, одержують криву термокондуктивної витратометрії.

Термокондуктивні витратоміри володіють більш високою, в порівнянні з механічними, чутливістю, мають високу прохідність в свердловинах завдяки відсутності пакера, не схильні до впливу забруднюючих механічних домішок і надійні в роботі.

Недоліки – їхні покази залежать від складу суміші, що протікає по стовбурі свердловини.

Інтервали притоку і поглинання флюїдів на кривій термокондуктометрії виділяються зниженням показів температури від підошви до крівлі інтервалу працюючого пласта.