Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Нижний интервал перфорации практически не работает. Из дебитограммы видно, что на глубине 1363 м находится окончание лифтовых труб, а на глубине 1403 м – раздел нефти и воды (для использованного датчика ΔT_0В = 14°С).

Анализ дебитограмм, снятых термокондуктивным дебитомером, показал, что эффективность выделения по ним отдающих интервалов зависит от условий измерения. В скважинах с однородной средой во всех случаях по измерениям аппаратурой СТД уверенно выделяются все работающие интервалы вскрытого пласта, профиль притока в этом случае характеризуется количественно. В безводных скважинах, в которых имеется застойная вода, и в скважинах, дающих нефть с водой, выделение отдающих интервалов усложняется, а дифференциация дебитограмм СТД в ряде случаев снижается.

А, Б–замеры резистивиметром. Условные обозначения см. рис. 6.

Рис. 8. Пример, иллюстрирующий снижение разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании безводной скв. 139 Трехозерной площади при расположении притока под уровнем застойной воды.

Пример снижения разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании скважины, фонтанирующей безводной нефтью под уровнем застойной воды, приводится на Рис. 8. Исследования проводились при режимах работы в 40 и 60 м³/сут. По дебитограмме СТД четко выделяется хвостовик насосно-компрессорных труб на глубине 1463 м. Наиболее четко притоки отмечаются в интервалах 1487–1489 и 1490– 1492 м при большом дебите. Дебитограммы при меньшем дебите менее дифференцированы. Нефте-водораздел в данной скважине располагается выше отдающих интервалов. Вместе с тем его положение изменяется в значительных пределах во времени, что подтверждается замерами как резистивиметром, так и дебитомером.

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 (ΔТ₁) – под интервалом, вторая (ΔТ₂)– против подошвы интервала, третья (ΔТ₃) – против кровли интервала, четвертая (ΔТ₄) – 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	ΔT1 ΔT2 ΔT3 < ΔT2 ΔT4 > ΔT3 ΔT4 < ΔT2	Притоки нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м3/сут). Среда однородная; эмульсия устойчивая. С ростом дебита разность ΔT0Η – ΔT4 увеличивается
II	ΔT1 < ΔT2 ΔT3 < ΔT2 ΔT4 > ΔT3 ΔT4 > ΔT2	Притоки нефти значительной величины. Если ΔΤ1 ΔΤ0Β, то водонефтяной раздел расположен ниже работающего интервала. С ростом дебита разность ΔΤ0Η – ΔΤ4 увеличивается
III	ΔT1 ΔT2 ΔT3 < ΔT2 ΔT4 ΔT3	Слабые и средние притоки нефти, воды нефти с водой, интервал притока располагается под уровнем застойной воды. Аналогично отмечаются поглощающие интервалы
IV	ΔT1 ΔT2 ΔT3 < ΔT0 ΔT4 ΔT3 ΔT1	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

R_ж = 1000,85 Ом – электрическое сопротивление датчика при температуре потока Т_ж;

R₀ = 1000 Ом – электрическое сопротивление датчика при температуре Т₀ = 20°С;

А – коэффициент исследуемой среды взят из табл. 3;

v – линейная скорость потока;

α = 17·10^–6 °С^–1 – температурный коэффициент материала сопротивления датчика;

s = 5·10^–5м² – площадь поверхности датчика;

e_φ = 1, для угла атаки 90° – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние угла, под которым поток набегает на датчик;

d_k = 0,15м – диаметр колонны;

d = 0,008м – внешний диаметр датчика;

с₁, b – безразмерные коэффициенты, зависящие от режима потока. В данном случае с₁ = 0,59, b = 0,47 для модели нефти и газа и с₁ = 0,21, b = 0,62 для модели воды.

Рассмотрим зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для трех разных сред, в зависимости от разных скоростей потока, меняющихся в интервале от 1см/с до 8см/с.

Рис. 10. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для нефти.

Рис. 11. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для воды.

Рис. 12. зависимость приращения температуры ΔТ от коэффициента А для газа.

На основании полученных зависимостей можно сделать вывод о том, что кривую на определенных участках можно аппроксимировать прямой линией, это может во многом упростить решаемую задачу. При скоростях флюида близких к нулю превышается предел чувствительности дебитомера, приведенный технической характеристике выше. При нулевой скорости существует приращение температуры ΔТ₀, являющееся максимальным. А с возрастанием скорости величина ΔТ уменьшается, что видно из рисунков 10, 11, 12.

Сравнивая Рис. 10 и Рис. 11, можно сказать, что при различных свойствах флюида, определяемых коэффициентом А изменения температур получаются одного порядка. А на Рис. 12 значения ΔТ на порядок превышают предел чувствительности дебитомера. На основании этого можно сказать, что термокондуктивный дебитомер не применяют в газовых скважинах, в которых используются механические дебитомеры.

Интерпретация дебитограмм

Рассмотрим рис.13, на котором представлены результаты измерения, проведенного при помощи потенциал зонда N 8,5 M 0,5 A, дебитомера СТД–2 и беспакерного механического дебитомера.

Рис. 13 Результаты измерения дебитомерами СТД–2 и беспакерным механическим по скв. 410 Кулешовской площади при Q = 458 м³/сут.

Условные обозначения см. Рис. 6

По кривой потенциал зонда можно выделить участок с высоким сопротивлением от 1737м до 1788м. Повышение сопротивления дает возможность предположить наличие коллектора с флюидом, у которого значение амплитуды кажущегося сопротивления резко возрастает.

По дебитограммам СТД–2 и беспакерного механического дебитомера можно выделить несколько участков, характеризующих зону притока флюида:

I 1748–1750м – ΔТ = 1,15°С; n = 240 об/мин;

II 1751–1752м – ΔТ = 1,25°С, n = 120 об/мин;

III 1753–1755м – ΔТ = 1,4°С; n = 90 об/мин;

IV 1758–1760м – ΔТ = 1,1°С, n = 78 об/мин;

V 1767–1769м – ΔТ = 1,7°С; n = 140 об/мин;

VI 1772–1775м – ΔТ = 1,9°С; n = 15 об/мин.

С учетом приведенной выше таблицы 7 и классификации форм дебитограмм можно определить примерные условия, при которых данные формы диаграмм встречаются. Если рассмотреть интервал глубин 1737–1783м, то можно предположить, что он характеризуется притоками нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м³/сут), однородной средой и устойчивой эмульсией.

Для того, чтобы определить дебет каждого интервала притока, нужно воспользоваться градуировочной характеристикой (приложение). ΔТ_0Н – это приращение температуры при нулевой объемной скорости, оно является максимальной величиной перепада температур на датчике, с возрастанием объемной скорости потока эта величина должна уменьшаться. Поэтому на графике ΔТ_0Н соответствует нулевому дебету и является максимальной величиной. Для данной кривой СТД ΔТ_0Н будет равна 1,9°С. Величина приращения температуры для суммарного дебита составляет ΔТ_эк равное 1,1°С. ΔТ_эк – это приращение температуры, относящееся к эксплуатационной колонне. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, можно провести прямую.

На этом графике можно отметить интервалы, снятые с дебитограммы СТД–2. Δ₁ = 0,05; Δ₂ = 0,15; Δ₃ = 0,1; Δ₄ = 0,3; Δ₅ = 0,1; Δ₆ = 0,1. И для этих интервалов притока определить соответствующие им дебеты: в интервале 1748–1750м дебит 28,6 м³/сут; интервале 1751–1752м дебит 85,8 м³/сут; интервале 1753–1755м дебит 57,3 м³/сут; интервале 1758–1760м дебит 171,7 м³/сут; интервале 1767–1769м дебит 57,3 м³/сут; интервале 1772–1775м дебит 57,3 м³/сут.

На основании проведенной интерпретации можно выделить высокодебитные зоны притока и определить фильтрующийся флюид.

Заключение

Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или полностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от положения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость особенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны снабжаться центрирующими фонарями.

Основные положительные качества: неподверженность системы влиянию механических примесей, высокая чувствительность, низкая погрешность исследования в однородных жидкостях. При исследовании многофазного потока термокондуктивный дебитомер может оценить поток только качественно («есть приток», «нет притока»). Особенностью термокондуктивных дебитомеров, существенно сужающей область их применения, является большая зависимость показаний прибора от теплофизических свойств исследуемых жидкостей.

Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообразно дополнять результатами обработки других методов, дающих информацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продуктивных пластов и образование техногенных залежей газа.

Список литературы

1). Справочник геофизика. Том второй Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией С.Г. Комарова. – Гостоптехиздат, М.–1961.

2). Справочник геофизика. Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией В.М. Запорожца. – Недра, М.–1983.

3). Геофизические исследования скважин. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян. – Нефть и газ, М.–2004.

4). Глубинные приборы для исследования скважин. А.И. Петров. – Недра, М.–1980.

5). Справочник. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, Р.С. Челокьян – Недра, М.–1987.

6). Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. И. Г. Жувагин, С. Г. Комаров, В. Б. Черный. – Недра, М.–1973.

Характеристики

Список файлов курсовой работы