Механический расходомер и шумомер
в зоне перфорации газовой скважины

В  отличие от нефтяных, газовые скважины всегда работают в фонтанирующем режиме.

Это означает, что их скважинное оборудование включает в себя обсадную колонну, в которой установлена НКТ, иногда — запакерованная.

Соответственно, с точки зрения контроля допустимо большое количество вариантов проведения измерений в скважине: как с помощью стационарных комплексов, так и спускаемыми скважинными приборами.

Рассмотрим возможности измерений скважинных параметров.

Измерение расхода газа.

Измерение общего расхода скважины обычно производится стационарными установками и для инструментального контроля используются только численное значения этих замеров.

Профиль расхода обычно регистрируется механическим расходомером (РМ). Этот метод не сертифицируется, как средство измерений, но позиционируется как достаточно информативный, поскольку датчик расхода (турбинка) является линейным преобразователем скорости потока в частоту вращения в довольно большом диапазоне скоростей. Это его  свойство позволяет прописывать изменение скорости потока в зависимости от глубины.

В нефтяных скважинах обычно применяются пакерующиеся механические расходомеры, поскольку поток в жидкостях имеет довольно нелинейную радиальную эпюру скоростей. В газовой скважине эпюра даже ламинарного потока имеет значительно меньшую кривизну, что позволяет обходиться при измерениях расхода газа без пакеров и без центраторов.

Механические расходомеры  являются довольно чувствительными датчиками, что позволяет в определенных условиях регистрировать даже струи газа из отдельных перфорационных отверстий.

Недостатками механического расходомера являются, во-первых, сам факт вращения датчика при работе, поскольку даже малейшая преграда, появившаяся в зоне крыльчатки, способна остановить и, даже, сломать измеритель. Вторым  недостатком этого датчика является его нечувствительность к потокам ниже какого-то критического уровня, т.е., наличие «момента трогания».

В газовой скважине довольно эффективен термоанемометр (СТА).

Практика показывает, что чувствительности термоанемометров современной скважинной аппаратуры достаточно для проведения информативных исследования расходов.

Есть данные, что в некоторых условиях возможно использование термоанемометра, как линейного преобразователя скорости в выходной сигнал, что позволяет прописывать этим измерителем профиль скоростей в зоне перфорации, близкий к профилю турбинного анемометра.  Причем, поскольку термоанемометр, по своему принципу работы обладает повышенной чувствительностью к боковым потокам, то в зоне перфорации он выделяет наиболее продуктивные зоны притока характерными всплесками на диаграмме.

Физический смысл этой формулы заключается в том, что в установившемся режиме входящий в скважину поток формирует тепловое поле таким образом, что термограмма Т(x) стремится к линии, параллельной геотерме и сдвинутой относительно нее на некоторую величину (на рисунке — линия AG(х)), и может быть описана формулой:

Т(x) = GEO(x) + А0 • (1-е — х/B)

где GEO(x) – текущая геотерма в скважине;

А0 – величина, равная разности температуры потока в месте притока и значению линии  AG(х) на этой же глубине;

х – расстояние от места притока до текущей глубины.

В – расстояние от места притока, где разность температуры потока и значения линии  AG(х)  равно 0,63•А0.

Измерение температуры и давления

При проведении ГИС на газовых скважинах измерение температуры и давления и на устье, и на забое, и по стволу производится практически любыми комплексными скважинными приборами с высокой точностью и чувствительностью, т.к. обычно в приборах используются АЦП, имеющие 16 и более двоичных разрядов, что обеспечивает примерно 1/50000 измерительных единиц на диапазон измерений.

Иными словами, с учетом «шума» измерений (2-5 единицы младшего разряда) порог чувствительности этих каналов меньше 0,01% от диапазона измерений.

Высокочувствительная аппаратура может обеспечить порог чувствительности еще на порядок лучше.

Для стационарных долговременных замеров этих параметров на забое могут устанавливаться и автономные приборы, и комплексы на кабеле.

Для постоянного контроля по стволу используется оптоволоконный распределенный термометр, иногда замурованный в цемент затрубья. Этот термометр не сертифицирован как средство измерения, но задачу выявления отклонений от рабочего режима выполняет вполне удовлетворительно.

Анализ покомпонентного состава флюида в скважине и положения газо-жидкостной границы в газовой скважине вполне удовлетворительно выполняет  манометрический плотномер.  Влагомер дополняет и подтверждает его показания.

Регистрация распределения интенсивности естественной радиоактивности по стволу (канал ГК) является обязательной операцией и не имеет никаких особенностей.

Регистрация местоположений муфтовых соединений и интервалов перфорации также проводится без осложнений.