24944 (Исследование влияния состава флюида на показания термодебетомеров нефтяных эксплуатационных скважин), страница 2

наружный диаметр корпуса датчика, мм………………..……………….8

длина, мм……………………….…………...…………………………...300

рабочий ток, мА:

в режиме дебитомера……………………………………...…..120 или 150

в режиме термометра………….……………………………………10–12

1. Запись дебитограмм как по точкам (около 5 мин на 1 точку),

так и непрерывно со скоростью порядка 100 м/ч, что соответствует

минимальной скорости современных подъемников.

1. Порог чувствительности (в начале шкалы) –около 4 м³/сут по воде, около 1–3 м³/сут по нефти.

2. Максимальное рабочее давление 360 кгс/см²

3. Максимальная рабочая температура +80°С

4. Габариты скважинного прибора, мм:

СТД-2: диаметр –36, длина –540

СТД-4: диаметр –20, длина –430.

1. Вес скважинного прибора около 1 кг.

Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. На рис. 3 показана упрощенная электрическая схема дебитомера. Сопротивление датчика дебитомера R_д нагревается проходящим по нему током (120–150 мА) и его температура становится выше температуры среды в скважине. В местах притока жидкости (газа) датчик охлаждается, в результате чего изменяется его сопротивление. Это изменение сопротивления фиксируется мостовой схемой, в одно из плеч которой включен датчик. Измеряемый параметр в виде напряжения разбаланса моста регистрируется измерительным прибором или фоторегистратором каротажной станции.

Е – источник тока; R_д – переключатель (1 – эталон; 2 – температура; 3 – дебитомер); ЦЖК – жила кабеля; ОК – его броня

Рис. 3. Принципиальная электрическая схема термодебитометра СТД.

Переход от приращений сопротивления к скорости движения жидкости (газа) осуществляют по эталонной кривой, получаемой в результате эталонирования прибора, т. е. измерения его показаний при различных скоростях потока в трубе того же диаметра, что и диаметр обсадной колонны.

Сопротивление датчика помещают в металлическую трубку диаметром 8 мм и длиной 300 мм; для уменьшения постоянной времени свободное пространство в трубке заливают металлическим сплавом с температурой плавления 80–130 °С.

Исследования дебитомерами, как правило, проводят в действующих скважинах. Лишь при необходимости установления межпластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.

Исследования могут проводиться при непрерывном движении прибора в скважине либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. При обработке результатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов в минуту переходят к абсолютным величинам – дебиту в кубических метрах в сутки.

Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, называется интегральной дебитограммой (Рис. 4, а, кривая 1). Она показывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения – их уменьшение. Приращение показаний в определенном интервале пропорционально количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интервалом. Так, на Рис. 4 притоки жидкости наблюдаются в четырех интервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть притока (7 м³/сут, или около 40%) связана с верхним интервалом (1529–1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят дифференциальную дебитограмму (см. Рис. 4, а, кривая 2), показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Для получения абсцисс этой кривой приращения показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в котором наблюдается соответствующее приращение.

1 – интегральная дебитограмма; 2 – дифференциальная дебитограмма

Рис. 4. Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термоэлектрическим (б) дебитомерами.

На Рис. 4, б изображена схематическая дебитограмма, полученная термодебитомером. При переходе через интервал, на котором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влияния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиального потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается минимум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля – по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Количественное определение дебита проводят по разнице δТ между показаниями ΔТ ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений δТ к дебиту осущестляют по градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при одной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за различия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода – нефть или вода – газ. Аналогично производят построение интегрального и дифференциального профилей по данным механической расходометрии. Интегральный профиль притока может быть описан формулой:

где h_к h_п – глубины залегания кровли и подошвы исследуемого работающего интервала, q_z – удельный расход. Если движение флюида происходит вниз по стволу, то получаемый профиль расхода будет являться уже профилем приемистости. Зависимость расхода флюида от глубины описывается выражением

дифференцирование которого дает профили расхода отдельных интервалов. Для i-го объекта дифференциальный профиль может быть построен по удельным расходам д_г:

где , расходы в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин (Рис. 5).

Рис. 5. Профиль притока по расходометрии [по А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому].

РАБОТА С ДЕБИТОМЕРОМ НА СКВАЖИНЕ И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДЕБИТОГРАММ

Переход от приращения ΔT к объемной скорости Q движения потока осуществляется по эталонной кривой ΔТ=f(Q), получаемой по результатам измерений ΔT при различных скоростях движения жидкости в трубах. Диаметр труб должен быть равен диаметру эксплуатационной колонны, в которой намечается проводить замер СТД.

1– интервал перфорации; 2, 3 в эксплуатационной колонне соответственно нефть вода 4–интервал с движением жидкости по колонне; 5 – движение жидкости отсутствует; 5–интервал притока; 7, 8 – соответственно точки первичного и вторичного замеров; а и б – общий и удельный дебиты.

Рис. 6. Пример исследования скв. 38 Красноярской площади.

Измерения аппаратурой СТД в скважине проводят по точкам или непрерывно. При работе по точкам показания отсчитывают приблизительно через 5 мин после включения тока питания датчика, когда практически заканчивается процесс установления теплообмена. Непрерывная запись осуществляется при неравновесном режиме работы мостовой схемы. В результате измерений получают кривую изменения приращения температуры датчика с глубиной, называемую дебитограммой (Рис. 6).

При переходе через интервал, на котором жидкость поступает в колонну и, следовательно, изменяется скорость движения потока, происходит изменение приращения температуры датчика; по этому изменению и выделяют отдающий жидкость интервал. Вследствие наличия радиальной составляющей движения потока против интервала поступления жидкости в колонну переход от значения приращения под этим интервалом к меньшему значению над ним происходит не монотонно, а так, как это показано на Рис. 6. В кровле интервала наблюдается минимум; переход от минимальных показаний к установившимся значениям приращения над интервалом притока происходит на длине, зависящей от режима потока, но не превышающей 40 диаметров скважины. Иногда минимум в кровле получается нечетким или совсем не отмечается.

Подошву интервала, на котором жидкость поступает в скважину, отмечают по началу спада кривой (при движении снизу вверх), кровлю – по минимуму кривой. Если минимум против кровли интервала не выделяется, границы его отмечают по точкам перегиба кривой. Мощность выделяемого при этом интервала может быть несколько завышена.

За изменение приращения температуры на ί-том интервале притока (Δ_ί) принимают разницу между усредненными показаниями ΔТ_ί ниже интервала притока и усредненными установившимися показаниями ΔТ_ί выше интервала. По этим данным, пользуясь эталонировочной кривой ΔT = f(Q), можно получить прирост объемной скорости ΔQ_i на i-том интервале притока. Способ определения прироста объемной скорости ΔQ_i по изменению приращения температуры Δ_ί иллюстрируется Рис. 7. Для повышения однозначности интерпретации необходимо следить за параметрами датчика и учитывать местоположение исследуемого участка разреза относительно интервала перфорации. На диаграмме имеется ряд характерных участков, на которые при интерпретации следует обращать внимание в первую очередь.

1, 2, 3 –отдающие интервалы. Остальные обозначения см. Рис. 6

Рис. 7. Схематические диаграмма приращения температуры (а), градуировочная характеристика (б), профиль притока (в).

1. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне выше самого верхнего интервала притока с показаниями ΔT_эк соответствующими суммарному дебиту скважины Q_Σ. Последний определяется по измерениям на поверхности.

2. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне ниже самого нижнего интервала притока, где скорость равна нулю. Показания в этом случае (ΔТ_0Н в нефти и ΔТ_0В в воде) должны соответствовать значениям, полученным при эталонировании прибора в неподвижной среде при заданной силе тока питания датчика.

Если в скважине имеется раздел нефть–вода, то четко отмечается рост приращения при переходе от воды к нефти. Если этот раздел располагается в той части скважины, где нет движения жидкости, то при переходе от воды к нефти должно наблюдаться изменение приращения от ΔТ_0В до ΔТ_0Н. Если в воде значение приращения температуры отличается от ΔТ_0В, то это служит надежным признаком движения жидкости по скважине и наличия притока в нижней части скважины.

3. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне в промежутке между отдающими интервалами, – участок установившегося потока ΔТ_у. Он может иметь место при условии достаточного расстояния между кровлей нижележащего и подошвой вышележащего интервалов.

4. Участок, относящийся к лифтовой колонне, при входе в которую (в связи с резким возрастанием линейной скорости движения жидкости) величина приращения снижается до величины ΔТ_лк. Если эксплуатация ведется по затрубному пространству, то при входе в лифтовую колонну скорость потока снижается, а величина приращения температуры возрастает.

Сняв отсчеты по перечисленным участкам, можно определить профиль притока в исследуемом интервале. Для более точной интерпретации дебитограмм необходимо иметь данные о характере жидкости, заполняющей исследуемый интервал скважины, полученные резистивиметром, влагомером, плотностномером или другим способом, и данные о дебите и составе жидкости, определяемые на поверхности. В скважине получают, как правило, минимум две дебитограммы (вторая повторная), одну термограмму и кривую ПС. Прежде чем приступить к интерпретации дебитограмм, необходимо проверить их качество. Дебитограмма считается качественной, если при повторении обеспечена воспроизводимость не хуже ±0,5°С. Повторяемость дебитограмм должна обеспечиваться не только по форме, но и по абсолютным значениям измеренного сигнала на идентичных глубинах.

В качестве примера на Рис. 6 показаны результаты исследования скважины термоэлектрическим дебитомером и их интерпретация. Скв. 38 Красноярской площади Пермской области эксплуатировалась фонтанным способом и имела следующие интервалы перфорации: 1364– 1369; 1377–1381; 1400–1404 м (песчаники). Общий дебит нефти из скважины не превышал 14 м³/сут. По дебитограмме можно сделать вывод, что отдающими являются интервалы 1365,6–1369 и 1379,2–1381 м. Величина приращения температуры для суммарного дебита Q_σ = 14 м³/сут составляет ΔТ_эк  27°С, а в неподвижной нефти (Q = 0) ΔТ_0Н  З0°С. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, получим в интервале 1365,6–1369 м дебит 3 м³/сут, в интервале 1379,2–1381 м – 10 м³/сут.