Скважинный термометр

Скважинный термометр

Скважинный термометр

Термоисследования скважин проводятся как при разведке месторождений нефти и газа, так и в процессе их разработки. Задачи, решаемые с помощью термометрии многообразны.
По начальной пластовой температуре и геотермическому градиенту, определяют свойства пластовых жидкостей, решают задачи по определению плотности теплового потока и теплопроводности горных пород, выявляют аномалии в геометрии пласта, определяют состояние призабойной зоны.
Контроль распределения температур в скважине в процессе эксплуатации позволяет выделять продуктивные горизонты, определять границы кровли и подошвы пласта, интервалы поглощений, делать даже количественную оценку По эпюре распределения температур в стволе скважины определяют места нарушения герметичности колонн труб, техническое состояние обсадной колонны, выделение парафина, контроль цементного кольца, проверку затрубной циркуляции вод и т.д.
Термометрия скважин имеет важное значение при решении технических вопросов бурения и эксплуатации скважин, изучения гидродинамического состояния залежи.

Технические характеристики приборов, используемых для проведения скважинной термометрии зависят от решаемой задачи.
Если требуется измерять абсолютные значения температуры, то используют точные приборы, имеющие характеристику преобразования, стабильную в течение долгого времени, в которых чаще всего применяют кварцевые датчики. Точность приборов определяется в основном установленными в них первичными преобразователями. В ГОСТ 8.558-93 даны их типы и их погрешности.
Если требуется измерять изменения температуры, то нужны высокочувствительные приборы с малой инерционностью первичного преобразователя. При этом отдельного пояснения требует вопрос точности измерения изменения параметра.

Погрешности измерения изменений параметров
Абсолютные значения измеряемого параметра определяются с погрешностью, приведенной в паспорте измерителя. Но абсолютная погрешность измерения изменений параметров будет меньше.
Почему?
Рассмотрим формулу измерения изменений &A какого-то параметра в двух точках, разнесенных по глубине скважины:
&A = А1 – А2 = (А1ИСТ + &А1СИСТ + &А1СЛУЧ) – (А2 ИСТ + &А2СИСТ + &А2СЛУЧ)

где А1, А2 – измеренные значения параметра в т.1 и т.2;
А1ИСТ, А1ИСТ – истинные значения параметра;
&А1СИСТ, &А2СИСТ – систематические составляющие погрешностей измеренных значений параметра;
&А1СЛУЧ, &А2СЛУЧ – случайные составляющие погрешностей измеренных значений параметра.

Поскольку измерения изменений параметра проводятся одним прибором за короткий интервал времени на малом интервале глубин, то дополнительная погрешность систематической составляющей погрешности практически не меняется, (&А1СИСТ = &А2СИСТ), приобретает вид:
&A = А1ИСТ – А2 ИСТ + (&А1СЛУЧ – &А2СЛУЧ)
Для параметров, которых имеют малые значения случайных составляющих погрешностей, например, температура и давление в скважине, измеренная малая разность будет точно соответствовать истинной разности:
&A = А1ИСТ – А2 ИСТ
Например, большинство скважинных термометров имеют паспортную погрешность +0,5 ОС. Случайная же погрешность скважинных термометров – мала. Обычно она не превышает +0,005 ОС. Поэтому при интерпретации термограмм говорят о достоверных значениях термоаномалий (т.е. изменениях температуры) величиной даже до 0,015 ОС.
Аналогично, абсолютные значения давления в скважине могут быть измерены с погрешностью +0,5% от верхнего значения диапазона измерений, а изменение давления на разных глубинах может быть определено по диаграмме давления с погрешностью не более чем величина случайной погрешности (до +0,01% от верхнего значения диапазона измерений).
Иными словами, проведя регистрацию давления в нефтяной скважине манометром с верхним пределом 16 МПа и выбрав разность глубин равную 10 м, мы в идеале можем получить измеренную разность давлений на этой базе с точностью +0,0016 МПа, что обеспечит измерение плотности флюида с точностью +0,016 г/см3.

Таким образом, можно сказать, измерение абсолютных значений скважинных параметров будет производиться с погрешностью измерителя, а измерение изменений параметра – практически с погрешностью в 30…1000 раз меньшей.
Однако если сам параметр имеет большое значение случайной составляющей (например, интенсивность поля естественной радиоактивности, которая измеряется каналом ГК), то и изменение параметра будет зарегистрировано с таким же значением погрешности.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*