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	ДT1 ДT2 ДT3 < ДT2 ДT4 > ДT3 ДT4 < ДT2	Притоки нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м3/сут). Среда однородная; эмульсия устойчивая. С ростом дебита разность ДT0З - ДT4 увеличивается
II	ДT1 < ДT2 ДT3 < ДT2 ДT4 > ДT3 ДT4 > ДT2	Притоки нефти значительной величины. Если ДФ1 ДФ0В, то водонефтяной раздел расположен ниже работающего интервала. С ростом дебита разность ДФ0З - ДФ4 увеличивается
III	ДT1 ДT2 ДT3 < ДT2 ДT4 ДT3	Слабые и средние притоки нефти, воды нефти с водой, интервал притока располагается под уровнем застойной воды. Аналогично отмечаются поглощающие интервалы
IV	ДT1 ДT2 ДT3 < ДT0 ДT4 ДT3 T1	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. скважина термокондуктивный дебитомер расходометрия

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. 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.

2.6 Исследование притока и поглощения жидкости и газа в эксплуатационных и нагнетательных скважинах

Дебитомеры и расходомеры могут быть с местной регистрацией и дистанционные. В приборах с местной регистрацией измеренная величина регистрируется устройством, помещенным в самом скважинном снаряде. Их пакеры обычно раскрываются однократно с помощью спускового механизма, также размещенного в скважинном снаряде. В дистанционных приборах измеряемая в виде электрического сигнала величина передается на поверхность по кабелю и там регистрируется обычными регистраторами станций.

Дебитомеры различаются также способом пакеровки. Дебитомеры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока через измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважины и дебитомером.

Существуют также более простые дебитомеры без пакеров. Их применение целесообразно при измерении больших расходов жидкости или газа, а также при стационарной установке прибора в скважине, когда доля флюида, проходящего через датчик, остается примерно постоянной. Введение пакеров в конструкцию дебитомеров вызывает значительное усложнение их конструкции, но в то же время повышается точность определения дебитов.

По принципу действия основного элемента - датчика наиболее распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относятся к одному из двух типов: турбинным (вертушечным) или термоэлектрическим.

2.7 Определение зависимости приращения температуры ДТ 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;

б = 17·10-⁶ °С-¹ - температурный коэффициент материала сопротивления датчика;

s = 5·10-⁵м² - площадь поверхности датчика;

e_ц = 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 ДТ от коэффициента А для трех разных сред, в зависимости от разных скоростей потока, меняющихся в интервале от 1см/с до 8см/с.

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 ДТ₀, являющееся максимальным. А с возрастанием скорости величина ДТ уменьшается, что видно из рисунков3.2, 3.3, 3.4.

Сравнивая Рисунок - 3.2 и Рисунок - 3.3, можно сказать, что при различных свойствах флюида, определяемых коэффициентом А изменения температур получаются одного порядка. А на Рис. значения ДТ на порядок превышают предел чувствительности дебитомера. На основании этого можно сказать, что термокондуктивный дебитомер не применяют в газовых скважинах, в которых используются механические дебитомеры.

2.8 Интерпретация дебитограмм

Рассмотрим рисунок 3,5 на котором представлены результаты измерения, проведенного при помощи потенциал зонда N 8,5 M 0,5 A, дебитомера СТД-2 и беспакерного механического дебитомера.

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 - ДТ = 1,15°С; n = 240 об/мин;

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

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

IV 1758-1760м - ДТ = 1,1°С, n = 78 об/мин;

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

VI 1772-1775м - ДТ = 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). ДТ_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 ДТ_0Н соответствует нулевому дебету и является максимальной величиной. Для данной кривой СТД ДТ_0Н будет равна 1,9°С. Величина приращения температуры для суммарного дебита составляет ДТ_эк равное 1,1°С. ДТ_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. Д₁ = 0,05; Д₂ = 0,15; Д₃ = 0,1; Д₄ = 0,3; Д₅ = 0,1; Д₆ = 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.



3. Проектная часть

3.1 Приборы для измерения расходов жидкости и газа

Методы сважинной дебитометрии
Механические	Электрические
С постоянным перепадом давления	С переменным перепадом давления	Турбинные	Акустически	Тепловые

Автономные расходомеры

Дебит жидкости измеряется следующим образом. После раскрытия пакера поток жидкости поступает в калиброванную трубу прибора и воздействует на турбинку, ротор которой вращается в пластмассовых подшипниках с агатовым подпятником. Вращение турбинки передается пишущему перу посредством магнитной муфты и понижающего редуктора.

Показания дебитомеров поплавково-пружинного типа в большей степени зависят от плотности потока. Кроме того, трение в регистраторе существенно влияет на чувствительность приборов этого типа.

Расходомеры, спускаемые в скважину на проволоке, не получили широкого распространения.

Дистанционные тахометрические расходомеры

Дистанционный дебитомер ДГД-2 с абсолютным пакером предназначен для определения величины притока жидкости из отдельных пропластков продуктивного горизонта в нефтяных скважинах при фонтанном или компрессорном способе добычи нефти.

Дебитомер ДГД-8 применяют также для спуска в затрубное пространство глубиннонасосных скважин.

Дебитомеры-расходомеры РГД-2М, РГД-36, РГТ-1 и "Кобра-РЗб", применяют для исследования фонтанных и нагнетательных скважин. Основные отличия приборов состоят в конструкции пакерующего устройства.

Расходомеры РГД-3, РГД-5 и РГД-6 предназначены для измерения дебитов в скважинах при закачке воды непосредственно через эксплуатационную колонну. Измерительные части расходомеров этого типа имеют одинаковую конструкцию.

Для измерения расходов горячей воды, закачиваемой в пласт при термических методах добычи нефти, ВНИИКАнефтегаз разработал скважинный расходомер "Терек-3".

Дистанционные расходомеры обтекания. Термокондуктивные расходомеры

Турбинные датчики расхода, как известно, работают удовлетворительно при сравнительно больших скоростях потока жидкости. В этом случае повышается точность измерений (особенно при измерении небольших расходов), а также уменьшается степень влияния вязкости на показания расходомера. Однако возрастает перепад давления на приборе, что затрудняет процесс измерения и приводит к некоторому искажению действительного профиля притока.

Дистанционные дебитомеры относятся к расходомерам обтекания. Применяют их для измерения небольших расходов.

Принцип действия термоэлектрических датчиков расхода заключается в измерении количества теплоты, теряемого предварительно или непрерывно нагреваемым телом, помещенным в потоке газа или жидкости.

Беспакерный скважинный дебитомер СТД-2 (Рисунок-3.1) состоит из кожуха 1, датчика 2 и кабельной головки 3, соединенной с датчиком с помощью переходника 5, уплотненного кольцами 4. Чувствительным элементом служит терморезистор, представляющий собой сопротивление, навитое из изолированного тонкого медного провода и помещенное в медную трубку. При подводе напряжения термосопротивление нагревается до температуры большей, чем температура окружающей среды. При движении жидкости (газа) терморезистор охлаждается тем больше, чем больше скорость потока, а следовательно, уменьшается его активное сопротивление, которое регистрируется наземным прибором. Электрическая схема дебитомера представляет собой мост постоянного тока с четырьмя плечами, три плеча которого расположены в наземном приборе, а четвертое плечо образуется одножильным кабелем с подключенным к нему терморезистором. Прибор может работать в режимах "дебитомер" и "термометр.

Для исследования глубиннонасосных скважин разработаны дебитомеры СТД-16 и СТД-4 диаметрами соответственно 16 и 20 мм.

3.2 Определение зависимости приращения температуры ДТ 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;

б = 17·10-⁶ °С-¹ - температурный коэффициент материала сопротивления датчика;

s = 5·10-⁵м² - площадь поверхности датчика;

e_ц = 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 ДТ от коэффициента А для трех разных сред, в зависимости от разных скоростей потока, меняющихся в интервале от 1см/с до 8см/с.

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 ДТ₀, являющееся максимальным. А с возрастанием скорости величина ДТ уменьшается, что видно из рисунков3.2, 3.3, 3.4.

Сравнивая Рисунок - 3.2 и Рисунок - 3.3, можно сказать, что при различных свойствах флюида, определяемых коэффициентом А изменения температур получаются одного порядка. А на Рис. значения ДТ на порядок превышают предел чувствительности дебитомера. На основании этого можно сказать, что термокондуктивный дебитомер не применяют в газовых скважинах, в которых используются механические дебитомеры.



3.3 Интерпретация дебитограмм

Рассмотрим рисунок 3,5 на котором представлены результаты измерения, проведенного при помощи потенциал зонда N 8,5 M 0,5 A, дебитомера СТД-2 и беспакерного механического дебитомера.

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 - ДТ = 1,15°С; n = 240 об/мин;

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

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

IV 1758-1760м - ДТ = 1,1°С, n = 78 об/мин;

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

VI 1772-1775м - ДТ = 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). ДТ_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 ДТ_0Н соответствует нулевому дебету и является максимальной величиной. Для данной кривой СТД ДТ_0Н будет равна 1,9°С. Величина приращения температуры для суммарного дебита составляет ДТ_эк равное 1,1°С. ДТ_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. Д₁ = 0,05; Д₂ = 0,15; Д₃ = 0,1; Д₄ = 0,3; Д₅ = 0,1; Д₆ = 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.



Приложение

Рисунок 1.1 - местность проведения геофизических работ (Ставропольский край, Изобильненский район, поселок Рыздвяный)

Рисунок 1.2 - Структурная карта по кровле хадумского горизонта ССПХГ



Рисунок1.3 - Структурная карта по кровле чокракского горизонта



Рисунок 1.4 - Структурно-тектоническая карта. Под редакцией В.М. Муратова

Рисунок-2.1. Расходомер термокондуктивный. 1 - кабельная головка; 2 - резистор-датчик; 3 - защитный кожух; 4 - хвостовик



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

Рисунок - 2.2. Принципиальная электрическая схема термодебитометра СТД.

1 - интегральная дебитограмма; 2 - дифференциальная дебитограмма

Рисунок- 2.3. Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термоэлектрическим (б) дебитомерами.



Рисунок - 2.4. Профиль притока по расходометрии.

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.

Рисунок - 2.5. Пример исследования.



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

Рисунок - 2.6. Схематические диаграмма приращения температуры (а), градуировочная характеристика (б), профиль притока (в).

А, Б-замеры резистивиметром. Условные обозначения см. Рисунок - 2.7.



I-IV - номера групп диаграмм по таблице 7.

Рисунок - 2.8 Типовые формы дебитограмм, полученные с помощью термокондуктивного дебитомера.

Рисунок - 3.1 . Беспакерный скважинный дебитомер СТД-2

1 - кожух; 2 - датчик; 3 - кабельная головка; 4 - кольца; 5 - переходник.



Для исследования глубиннонасосных скважин разработаны дебитомеры СТД-16 и СТД-4 диаметрами соответственно 16 и 20 мм.

Рисунок - 3.2. зависимость приращения температуры ДТ от коэффициента А для нефти.

Рисунок - 3.3. зависимость приращения температуры ДТ от коэффициента А для воды.



Рисунок - 3.4. зависимость приращения температуры ДТ от коэффициента А для газа.

Рисунок 3,5 - Результаты измерения дебитомерами СТД-2 и беспакерным механическим по скв. 410 Кулешовской площади при Q = 458 м³/сут.

Условные обозначения см. рисунок 2.5

Размещено на Allbest.ru

...