ДЕБИТОМЕТРИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Эксплуатационные характеристики пласта, к которым относятся дебит и приемистость, работающая толщина, давление, продуктивность и другие показатели — важнейшие параметры, контролируемые в процессе разработки месторождения.
Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе эксплуатационных или нагнетательных скважин, определяют глубинными механическими или термокондуктивными расходомерами,
Результаты измерений механическими расходомерами помогают решать следующие задачи:
выделение интервалов притока пли приемистости в действующих эксплуатационных или нагнетательных скважинах;
выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки;
определение характера расположения общего расхода или дебита по отдельным пластам, разделенными неперфорированными интервалами;
получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.
При исследовании потока в стволе скважины глубинными расходомерами получают интегральные профилеграммы и на их основе строят дифференциальные профили.
Исследование потока жидкости в стволе скважины производят градуированными расходомерами. Согласно градуировочной характеристике, представляющей собой зависимость числа оборотов турбинки n (об/мин) от объемного расхода жидкости Q (м3/сут) (рис. 17.14), определяют абсолютные суммарные дебиты изучаемых отдающих или поглощающих интервалов.
|
|
|
Рис 17 13 Эталонировочный график зависимости показаний механического расходомера n от объемного дебита (расхода) жидкости Q.
Qп — порог чувствительности расходомера
Интегральные профилеграммы строят по результатам точечных измерений.
Первичные интегральные профилеграммы требуют коррекции, так как часто искажаются под влиянием различных причин, основные из которых следующие [1]:
измерение профилей притока или приемистости производят при неустановившемся режиме работы скважины после ее пуска или при периодическом фонтанирующем режиме ее работы, признак такого искажения — кажущийся приток жидкости или поглощение ее в неперфорированной части разреза (рис. 17.15, а);
влияние вихревого движения жидкости приводит к появлению провалов на профиле при согласном направлении вращения жидкостного вихревого потока и углов атаки лопастей турбинки (рис. 17.15,б) или превышений при встречном направлении вращения вихревого потока (рис. 17.15, в);
нестабильность работы глубинного прибора и непостоянство коэффициента пакеровки прибора (рис. 17.15, г);
непостоянство физических свойств двухфазного потока, в основном вязкости и плотности флюидов, и их влияние на коэффициент пакеровки;
|
|
|
различие скоростей составляющих потока от средней его скорости движения в колонне;
перепад давления на приборе, при котором действие прибора подобно забойному штуцеру;
неправильная привязка дебитограммы по глубинам к интервалу перфорации (рис. 17.15,д);
неравномерность движения прибора во время записи.
Поэтому первичные интегральные профилеграммы требуют коррекции. Неповторяющиеся участки профилеграмм корректируют путем их усреднения. Корректировка различных случаев искажения интегральных профилей показана на рис. 17.15.
Рис 17 14 Примеры искажений профилеграмм и коррекции их формы.
Искажения: а — неустановившийся режим или периодическое фонтанирование- б — согласное направление вращения жидкостного вихревого потока и углов атаки лопастей турбинки; в — то же при встречном направлении вращения вихревого потока- г —нестабильность работы расходомера; д - неправильная привязка дебитограммы по глубине
Профили: 1 — зарегистрированные, 2 — исправленные; 3 - интервалы перфорации-дифференциальные профили: 4 — искаженные, 5 — исправленные
Профилем притока, или приемистости, называют график зависимости количества жидкости Q, поступающей из единицы толщины (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины ее залегания z: Q= 
, где Нп и Нк — соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скважины; qz —удельный дебит. Могут быть профили расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины (профиль притока) или при движении ее вниз (профиль приемистости). Кривые нарастающего значения расхода описываются выражением вида Qz= 
, дифференцирование которого по z дает кривые расхода отдельных участков скважины qz=DQz/Dz. Нормирование кривой qz производят по величине Q, как это следует из приведенных выше формул.
|
|
|
Профиль — основной исходный источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.
Изучение профилей притока или приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин.
Рис 17 15 Пример выделения работающих интервалов по данным расходомстрии и построения дифференциальных профилей по механическому расходомеру.
1 — интервал перфорации; 2 — дифференциальный профиль; 3 — кривая дебитомера. ВHР - водонефтяной раздел; НКТ — башмак насоcно-компрессорных труб; DT1-4 — температурные аномалии
|
|
|
На начальном этапе разработки месторождения после пуска скважины в эксплуатацию и выхода ее на установившийся режим должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает условия, когда пластовое давление близко к первоначальному, продукцией является безводная нефть, воздействие закачки па отдачу и энергетические параметры пластов несущественны. С опорным профилем в последующем должны сопоставляться все последующие профили.
Дифференциальный профиль строят на основе откорректированной интегральной профилеграммы по расчетным значениям удельного дебита (расхода) qi с помощью формулы qi = Qi max— Qi min/Dl, где Qimax и Qi min — соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам lверх и lниж; Dl = lниж—lверх — величина выбранного интервала. По этому профилю определяют расход жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 17.16).
Рис 17 16 Пример обработки показаний механического расходомера и влагомера
1 — нефть; 2 — вода; 3 — интервал перфорации
Кроме этого, при двухфазном потоке по данным совместной интерпретации дифференциального профиля и влагограммы вычисляют процентное содержание воды и нефти, положение интервалов их притока (рис. 17.17).
Интервал L1—L2 разбивают на участки DL по интегральной кривой профиля. На глубине L1 расход жидкости составляет QIпри содержании воды С'в, определенном по влагограмме. Количество воды, поступающей из этого участка, будет Qв(L1-L1)=100С1в ,нефти QH=QI-QВ(LI-L1).
На дифференциальной дебитограмме на участкеLI-L1, в масштабе откладывают количество воды. На участке LI-LIIобщий дебит на глубине LII составляет QII при содержании воды СВII Аналогично определяют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине LII:QВ(LI-L1I)=QII/100C; QHII=QII-QВII.
Для участка LI-LIIопределяют количество воды и нефти следующим образом: QВ(LI-L1I)= QВII-ОВ(LI-L1), QH(LI-L1I)=QHII-ОH(LI-L1)
Таким образом определяют отдельно расход нефти и воды по всем участкам и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.
Результаты измерений термокондуктивного расходомера позволяют выделять места притока и приемистости, выявлять места негерметичности обсадной колонны и наличие перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах. Количественная оценка расхода (дебита) возможна только при исследовании скважин с однофазным потоком.
На терморасходограмме при однофазном потоке наблюдается ряд характерных интервалов (рис. 17.18): 1) участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями DТэк, 2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ДГН и в воде ДТВ; 3) участок установившегося потока в интервале работающих пластов с показаниями ДТУ; 4) участок в подъемной колонне, отмечающийся снижением показаний ДТПК за счет возрастания линейной скорости движения флюида.
Рис 17 17 Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по терморасходограмме.
Участки пласта: 1 — работающие, 2— неработающие; 3 — профиль притока флюида; 4 — вода; 5 — нефть
Интервалы притока и поглощения флюидов на кривой термо-расходометрии выделяются снижением показаний DT от подошвы к кровле интервала работающего пласта (см. рис. 17.10).
В случае двухфазного потока (водонефтяная смесь) интерпретация терморасходограммы усложняется.
Рис 17 18 Схематические кривые термокондуктивного расходомера при разных соотношениях расходов воды и нефти, I—IV — см. табл. 17.1
На рис. 17.19 приведены схемы основных четырех типов терморасходограмм, а в табл. 17.1 даны соотношения приращений температур DT в характерных точках и состав водонефтяного потока, при котором встречаются отмеченные формы диаграмм.
Tаблица 17 1
Критерии оценки качества цементирования обсадных колонн по данным акустического метода
| Тип диаграмм | Характеристика терморасходограмм | Состав потока нефти и воды |
| I | DT1<DT2 DT3<DT2 DT4<DT3 DT4<DT2 | Значительные притоки нефти с водой (>20 м3/сут); среда однородная, эмульсия устойчивая |
| III | DT1<DT2 DT3<DT2 DT4<DT3 DT4<DT2 | Значительный приток нефти, водонефтяной раздел находится ниже работающего интервала; с ростом дебита разность Тн — Ту увеличивается |
| III | DT1<DT2 DT3<DT2 DT4<DT3 | Слабые (1 — 10 м3/сут) удельные притоки нефти, воды, нефти с водой; интервал притока располагается под уровнем водонефтяного раздела; аналогично отмечаются поглощающие интервалы |
| IV | DT1<DT2 DT3<DT2 DT4<DT3 | Слабый приток нефти при удельном дебите 10 — 30 м3/сут; интервал притока располагается под водонефтяным разделом |
Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода — установление работающей толщины пласта и оценка в дальнейшем коэффициента охвата (воздействия) залежи системой разработки.
Недостатком механических расходомеров является их низкая пороговая чувствительность, поэтому часто подошва работающего интервала отбивается выше нижней границы перфорированного участка, а малые притоки или поглощения жидкости могут оказаться незафиксированными. В связи с этим интерпретация механических профилеграмм должна осуществляться в комплексе с терморасходограммами и кривыми высокочувствительной термометрии (см. рис. 17.16).
В газоносных пластах работающая толщина выделяется на кривой терморасходограммы аналогично нефтеносным.
В случае отсутствия опорных профилей интерпретацию материалов расходометрии с целью определения работающей толщины пласта необходимо проводить с привлечением данных об энергетических характеристиках пластов и величинах забойного давления на дату исследования.
Пластовое давление в эксплуатационных и нагнетательных скважинах определяют по данным комплексных исследований расходомером и забойным манометром на разных режимах работы скважины, так называемым методом установившихся отборов. Сущность этого метода состоит в том, что изменяется режим работы пластов путем смены штуцера, что приводит к изменению давления на забое и, следовательно, депрессии на пласт; измеряют забойное давление р3 в действующей скважине после установившегося режима работы и одновременно определяют профили притока или приемистости. По результатам измерений строят графики зависимости расхода Q от забойного давления р3 для каждого пласта, с помощью которых путем экстраполяции прямых до нулевого дебита находят давление для каждого пласта (рис. 17.20).
Рис 17 19 Индикаторные диаграммы, полученные при исследовании многопластового объекта
(I—IΙΙ — для трех отдельных пластов с давлением, МПа; 7—15,8, ΙΙ—15,6, ΙΙΙ—36,9; IV — суммарная с давлением 16,2 МПа)
Источники ошибок при применении этого метода — наличие гидравлической связи между пластами в затрубном пространстве, неточность глубинных измерений потоков и нарушение линейного закона фильтрации.
Дата добавления: 2018-09-20; просмотров: 510; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!