I –IV – номера групп диаграмм по таблице 7.

Рис. 9 Типовые формы дебитограмм, полученные с помощью термокондуктивного дебитомера.

В результате анализа большого количества дебитограмм СТД, снятых в скважинах при этих условиях, и сопоставления их с дебитограммами, полученными механическим дебитомером, а также с диаграммами, полученными гамма-плотностномером, влагомером и другими методами установлено, что все случаи можно свести к четырем (Рис. 9 и табл. 2). Они различаются значениями измеряемого сигнала ΔT в четырех характерных точках отдающего интервала: первая точка ( ΔТ ₁ ) – под интервалом, вторая (ΔТ ₂ )– против подошвы интервала, третья (ΔТ ₃ ) – против кровли интервала, четвертая (ΔТ ₄ ) – над интервалом. Эта классификация позволяет однозначно выделять интервалы притока и поглощения практически во всем многообразии производственных условий.

Таблица 2

Классификация форм дебитограмм, зарегистрированных термокондуктивным дебитомером для различных условий

Номер группы диаграмм	Характеристика отдающего интервала, °С	Примерные условия, при которых данные формы диаграмм встречаются
I	ΔT 1 » ΔT 2 ΔT 3 < ΔT 2 ΔT 4 > ΔT 3 ΔT 4 < ΔT 2	Притоки нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м3 /сут). Среда однородная; эмульсия устойчивая. С ростом дебита разность ΔT 0Η – ΔT 4 увеличивается
II	ΔT 1 < ΔT 2 ΔT 3 < ΔT 2 ΔT 4 > ΔT 3 ΔT 4 > ΔT 2	Притоки нефти значительной величины. Если ΔΤ 1 »ΔΤ 0 Β , то водонефтяной раздел расположен ниже работающего интервала. С ростом дебита разность ΔΤ 0 Η – ΔΤ 4 увеличивается
III	ΔT 1 » ΔT 2 ΔT 3 < ΔT 2 ΔT 4 » ΔT 3	Слабые и средние притоки нефти, воды нефти с водой, интервал притока располагается под уровнем застойной воды. Аналогично отмечаются поглощающие интервалы
IV	ΔT 1 ΔT 2 ΔT 3 < ΔT 0 ΔT 4 » ΔT 3 » ΔT 1	Слабые притоки нефти при большом удельном дебите. Интервал располагается под уровнем водонефтяного раздела

Эффективность измерений термокондуктивным дебитомером снижается, если измерения проводятся в период неустановившегося притока, когда часто получаются невоспроизводимые результаты измерения. В связи с этим необходимо контролировать стабильность режима работы скважины по буферному давлению и суммарному притоку. Из-за влияния большого числа факторов в случае многофазного потока результаты исследования являются в основном качественными, по ним можно лишь установить наличие отдающего интервала, его границы и получить приблизительные представления о дебите (большой, малый). Особенно неблагоприятные условия в случае многофазного потока (нефть с водой), при наличии небольших перемычек между отдающими интервалами и малых удельных дебитов.

В ряде случаев при низком буферном давлении и значительной обводненности нефти приток из скважины не стабилен. Выделение отдающих интервалов по дебитограмме СТД затруднено и не всегда может быть успешно осуществлено. Такой пример показан на Рис. 118. Исследуемая скважина (Q = 75 т/сут, 38% воды) характеризуется нестабильным притоком, вследствие чего дебитограммы СТД 1, 2, 3, полученные последовательно, не повторяются в средней и верхней частях интервала перфорации, хотя действующие интервалы и видны. Надежно выявлены интервалы притоков подошвенной части. При измерениях Механическим дебитомером (РГД-1м) эти интервалы не выделяются. Таким образом, даже в указанных тяжелых условиях целесообразно применение аппаратуры СТД.

Повысить эффективность исследования скважин с застойной водой можно при условии выноса ее из интервала исследования переводом скважины на режим, при котором обеспечивается очистка интервала перфорации от воды, или другими способами.

Практическая часть

Определение зависимости приращения температуры ΔТ от коэффициента А для модели газа, воды и нефти

Обычно термокондуктивным дебитомером измеряется приращение сопротивления датчика или приращение температуры (в °С)

Для дебитомера получим:

где