ФНГ / РЭНГМ / Курсовой проект по дисциплине: «Промыслово-геофизические методы и приборы» на тему: «Задачи, решаемые дебитометрией в механизированных скважинах, оборудованных ШГН»
(автор - student, добавлено - 4-12-2013, 14:02)
СКАЧАТЬ:
Министерство образования и науки РТ Альметьевский государственный нефтяной институт
Кафедра «Автоматизации и информационных технологий»
Курсовой проект по дисциплине: «Промыслово-геофизические методы и приборы» на тему: «Задачи, решаемые дебитометрией в механизированных скважинах,
Выполнил: студент гр. Проверила: ст. преподаватель
Альметьевск Aльметьевский государственный нефтяной институт Кафедра АИТ
ЗАДАНИЕ На курсовой проект по дисциплине Промыслово – геофизические методы и приборы Студент Тема «Задачи, решаемые дебитометрией в механизированных скважинах, Исходные данные Предоставить следующий материал: 1. Теория 2. Расчетная часть 3. Графическая часть Рекомендуемая литература ____________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ Дата выдачи задания_________________ Дата защиты________________________ Преподаватель_______________________ Оценка______________________________
Содержание Введение……………………………..…………………...……………………..4
3.1Определение дебита и приемистости скважин…………..………….16 3.2Изучение профилей притока и приемистости…………………..…..17 3.3Определение работающих мощностей пласта……………….……..24 3.4Определение коэффициента продуктивности и пластового давления………………………………………………..……..………28
Заключение…………………………………………………………………….35 Список литературы ……………………………..……………..……………...36
Введение Дебитометрия - один из самых основных методов изучения экспериментальных характеристик пласта. Прибор для измерения дебита скважины – глубинный расходомер. Глубинные расходомеры являются важным средством изучения нефтяного месторождения и исследования характера работы нефтяных скважин. С помощью глубинных расходомеров на нефтяных месторождениях решают следующие задачи: 1) измеряют дебит каждого пласта в отдельности при одновременной раздельной эксплуатации нескольких нефтяных горизонтов одной скважиной; 2) определяют место и значение притока по вертикали нефтяного горизонта для выявления качества перфорации, эффективности гидравлического разрыва пласта и местообразования трещин; 3) устанавливают характер притока жидкости из пласта в скважину (изменение притока в зависимости от забойною давления) при гидродинамических исследованиях пласта; 4) определяют места нарушений герметичности эксплуатационной колонны по изменению притока по стволу скважины; 5) устанавливают наличие перетока жидкости из одного продуктивного пропластка в другой.
Для решения многих нефтепромысловых задач расходометрия используется как самостоятельно, так и в комплексе с другими методами. При решении большинства задач используются интегральные профили притока продукции в эксплуатационных скважинах. Кроме того, применяются кривые восстановления и затухания расхода в отдельных точках соответственно после открытия и закрытия скважины. Эти два вида первичных диаграмм, получаемых с помощью скважинных расходомеров, используются для решения многочисленных задач, возникающих в нефтепромысловой практике. По своему назначению и техническим характеристикам приборы для измерения расходов жидкостей в стволе можно разделить на расходомеры, предназначенные для исследования: а) нагнетательных скважин, не оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ); эксплуатационных фонтарирующих скважин; б) эксплуатационных компрессорных скважин (оборудованных газлифтным оборудованием); в) эксплуатационных механизированных скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН) и снабженных эксцентрической шайбой и т.д. В таблице 1 приведены основные требования к габаритам и техническим характеристикам расходомеров для решения перечисленных задач. Скважины, эксплуатирующиеся насосным способом, исследуют путем спуска малогабаритных приборов в пространство между эксплуатационной и насосно-компрессорными колоннами (рис. 1, а). При измерениях через затрубье НКТ смещают к одной из стенок скважины. В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов, НКТ должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Штанговый насос должен быть оборудован хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохождения скважинного прибора под корпус насоса. Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть ycтановлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало создание в межтрубном пространстве максимального зазора. Эксцентричная планшайба должна иметь отверстие, предназначенное дли спуска в скважину приборов, закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного пространства до атмосферного. При проведении геофизических исследований и работ в добывающих скважинах с давлением на буфере запорной арматуры более 7 МПа, при применении приборов массой более 50 кг или при их длине более 4 м, а также при выполнении работ по свабированию па скважине должен быть установлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой, для чего оборудуется дополнительная площадка размером 5х 10 м. Скважины под давлением должны быть оборудованы фонтанной арматурой и превентором, опрессованы и подключены к сборному коллектору и выкидной линии. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на арматуре устанавливают манометры с трехходовыми кранами. При снятом роторном столе, когда фланец обсадной колонны более чем на 0,5 м выше пола вышки, а также при измерениях через трубы фонтанно-компрессорной арматуры, над устьем скважины необходимо оборудовать рабочую площадку размером не менее 2,5 х 2,5 м. Настил площадки должен находиться выше фланца колонны или установленной на ней арматуры. При работах через фонтанно-компрессорную арматуру настил площадки должен находиться выше маховика буферной задвижки не менее чем на 20 см. В фонтанирующих скважинах прибор спускают внутрь насосно-компрессорных труб через специальное устьевое оборудование - лубрикатор. Лубрикаторы предназначены для обеспечения спуска и подъема скважинных приборов на кабеле или проволоке без разгерметезации устья (рис. 1, б).
Рис. 1. Схема спуска приборов внутрь насосно-компрессорных труб (а) и в межтрубное пространство (б). 1 — направляющие ролики (блок-баланс); 2 — кабель; 3 - скважинный прибор. 4 - обсадная колоша; 5 — колонна насосно-компрессорных труб; б — фонтанная арматура, 7 - лубрикатор; 8 — сальник лубрикатора, 9 — штанга глубинного насоса; 10 — эксцентричная планшайба; 11 — отверстие для насосно-компрессорной трубы; 12 — отверстие для спуска скважинного прибора. 13 — отклонитель; 14 — порода Основные элементы лубрикатора: переходник для соединения с буферной задвижкой, превентор для аварийного перекрытия скважины с кабелем, сигнализирующее устройство для индикации входа прибора в лубрикатор (и аварийного отрыва от кабеля), уплотнительное устройство для герметезации кабеля, камера для размещения прибора с грузами. Грузы используют для предотвращения выталкивания кабеля из скважины повышенным давлением. Вес груза:
где Р — давление в скважине, S — сечение кабеля, Qпр — вес прибора.
Длина лубрикатора:
где Lпр – длина прибора, Lгр – длина грузов. Лубрикаторы устанавливают на буферной задвижке фонтанной арматуры действующих скважин. Для пропуска кабеля используют верхний и нижний направляющие ролики (см. рис. 2). Верхний ролик устанавливают на уплотнительном устройстве лубрикатора или на автономном грузоподъемном устройстве, нижний закрепляют на фонтанной арматуре. Для сбора флюида, отводимого из сальникового устройства лубрикатора, в 5 м от устья скважины должна быть установлена емкость объемом не менее 0,2 м3. Для проведения работ при отрицательной температуре в водонагнетательных скважинах и в добывающих скважинах с высоким процентным содержанием воды недропользователь обязан организовать постоянный обогрев устьевого оборудования и лубрикатора. При температуре ниже минус 20 °С геофизические исследования и работы в водонагнетателытых скважинах проводить запрещается.
Рис. 2. Общий вид лубрикатора Л—4. 1 — основание, 2—мерный ролик, 3 — приемная камера; 4 — кронштейн; 5 — сальник; 6 — верхний ролик; 7 — кабель; 8 — червячное колесо с кронштейном для установки приемной камеры
На рис. 2 изображен лубрикатор марки Л-4, установленный на фланце арматуры скважины. В скважинах с открытым устьем ГИС могут проводиться без лубрикатора. Мерный (нижний) ролик крепят к колонному фланцу, пользуясь мостиками, а верхний ролик над устьем скважины или пользуются подвесным роликом, который подвешивается к талевому блоку грузоподъемного устройства. По своим характеристикам и габаритам скважинные расходомеры сильно отличаются друг от друга. Но из этого многообразия можно сделать некоторые обобщения. Их можно классифицировать, во-первых, на пакерные (с управляемым и неуправляемым пакером) и беспакерные, во-вторых, на большегабаритные (с диаметром выше 42 мм) и малогабаритные. Такая классификация позволяет рассматривать каждый вид этих приборов в отдельности с точки зрения влияющих на их показания факторов, и, исходя из этого, сформулировать общие требования к их конструкции и методические особенности при их эксплуатации. Как видно из таблицы, для исследования эксплуатационных механизированных скважин, оборудованных ШГН необходимо использовать пакерные малогаборитные расходомеры. Малогаборитные расходомеры больше искажают эпюру скоростей в стволе скважины, чем приборы большего диаметра. Расходомеры с управляющим пакерующим устройством в зависимости от конструкции самого прибора и степени раскрытия пакера могут работать в различных режимах, а именно: а) через чувствительный элемент проходит весь измеряемый поток ( прибор с абсолютным пакером); б) через чувствительный элемент проходит определенная известная доля измеряемого потока ( прибор с калиброванным отверстием на пакере); в) часть потока жидкости проходит через чувствительный элемент прибора, а часть через кольцевое пространство между пакером и обсадной колонной скважины (прибор снабжен пакером, не перекрывающим полностью колонну скважины или у прибора пакер раскрыт частично). Таблица 1 Основные требования к габаритам и техническим характеристикам расходомеров
По принципу действия основного элемента — датчика наиболее распространенные скважинные дебитомеры и расходомеры относятся к одному из трех типов: турбинным (вертушечным), термоэлектрическим или поплавковым. Расходомер постоянного перепада давления Рассмотрим расходомер постоянного перепада давлений поплавково-пружинного типа. Погрешность ротаметрических расходомеров в меньшей степени зависит от вязкости жидкости, так как форма поплавка может быть выбрана с достаточно постоянным коэффициентом расхода. Чувствительный элемент прибор поплавково-пружинного типа (рис. 3) диск 6, соединенный при помощи штанги с винтовой пружиной 1, под действием потока жидкости перемещается вниз в измерительном конусе 8. Штанга имеет два участка (секции). Секция 2, расположенная внутри трансформатора 3, изготовлена из магнита из нержавеющей стали, секция 4 — из немагнитного анодированного алюминия. Магнитная часть штанги образует сердечник трансформатора. При движении штанги вниз выходное напряжение трансформатора линейно возрастает. Таким образом, устанавливается зависимость между измеряемым расходом жидкости и регистрируемым электрическим сигналом. Для изменения пределов измерения в приборе предусмотрены сменные пружины и измерительные конусы 8 с различными углами. Длина хода поплавка составляет 100 мм. В трубе 7 поставлены верхний 5 и нижний 9 ограничители хода поплавка. Для изоляции обмотки трансформатора от скважинной жидкости штанга и пружина перемещаются в трубке, изготовленной из немагнитной нержавеющей стали, имеющей отверстия для выхода воздуха из верхней части трубки. Направление всего потока жидкости через измерительный конус осуществляется с помощью пакерующего устройства, состоящего из пакера 10 зонтичного типа, ходового винта 11 и двигателя 12. Отключение электродвигателя при полностью раскрытом пакере производится с помощью микровыключателей. Прибор спускают в скважину на одножильном бронированном кабеле диаметром 4,5 мм. Отсутствие в датчике расхода трущихся деталей, а также незначительная реакция в трансформаторе обеспечивают высокую чувствительность прибора (порядка 0,3%).
Рис.3 Поплавково-пружинный дебитомер с зонтичным пакером
Дебитомер турбинного типа На рис. 4, а изображен дебитомер-расходомер турбинного типа. Измерительным элементом служит разгруженная гидрометрическая турбинка. Поток жидкости, проходя через окна 8 и 11, вращает турбинку 9, на общей оси с которой установлен постоянный П-образный магнит 7. Этот магнит через стенку герметичной камеры (из немагнитного материала) управляет установленным в камере магнитным прерывателем тока 6. Принцип действия прерывателя следующий (рис. 4, б). При вращении магнита 7, укрепленного на турбинке, магнитная стрелка 12 совершает колебательные движения вокруг оси 16, замыкая и размыкая электрическую цепь через подвижный контакт 15. Таким образом, в цепи, подключенной к кабелю 1, возникают электрические импульсы, число которых, очевидно, совпадает с числом оборотов турбинки. Амплитуда колебаний стрелки ограничивается контактом 15 и упором 13. Магнит 14 увеличивает время стояния стрелки на контакте. Преимущество магнитного прерывателя — незначительная мощность, требуемая для его работы, а отсюда весьма небольшое тормозящее действие на турбинку. Пакер 10 рассматриваемого прибора представляет собой чехол из ткани, натянутой между парами пластинчатых пружин. Раскрытие пакера осуществляется электрическим приводом, состоящим из электродвигателя и ходового винта 3. Винт 3, ввинчиваясь в траверсу 4, двигает подвижную трубу 5 относительно корпуса 2 вниз. При этом труба 5, нажимая на пластинки пакера, выгибает их наружу, и, расправляя ткань пакера, перекрывает кольцевое пространство между дебитомером и колонной. Одновременно с этим окно 8 на трубе 5 совмещается с соответствующим окном в корпусе 2, открывая путь для движения всего потока жидкости через струенаправляющую трубу дебитомера, где установлена турбинка. При обратном направлении вращения ходового винта 3 пластинки пакера распрямляются и ткань складывается вокруг прибора.
Рис. 4 Принципиальная схема дебитомер турбинного типа (а) и магнитного прерывателя (б)
Импульсы тока от прерывателя 6 по кабелю передаются на поверхность, специальным блоком частотомера преобразуются в постоянный ток, который пропорционален числу импульсов и регистрируется регистратором геофизической станции. Частота вращения турбины пропорциональна скорости потока. Коэффициент пропорциональности определяется градуировкой прибора на специальных стендах или непосредственно на скважине.
Термокондуктивный дебитомер Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. На рис. 5 показана упрощенная электрическая схема дебитомера. Сопротивление датчика дебитомера 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.
Рис. 5 Принципиальная электрическая схема термодебитомера СТД. Е – источник тока; П – переключатель (1 – эталон, 2 – температура, 3 – дебитомер); ЦЖК – жила кабеля; ОК – его броня. 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. Конструктивно прибор СТД похож на скважинный электротермометр. 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.
3. Задачи, решаемые дебитометрией 3.1 Определение дебита скважин Определение дебита в эксплуатационных скважинах входит в состав систематических геолого-промысловых наблюдений и осуществляется путем измерения времени, в течение которого жидкость заполняет емкость известного объема. По показаниям поверхностных измерителей, можно судить о продуктивности нефтенасыщенного коллектора, если он представлен одним пластом. Если залежь нефти сложена несколькими пластами, то однозначно решить эту задачу нельзя. Поэтому для послойных определений дебита используют данные, получаемые по результатам исследования скважин расходомерами. Показания пакерного механического расходомера приводятся к поверхностным условиям:
и где - расход водоносного пласта, - расход нефтеносного пласта, - коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенный по воде на гидродинамическом стенде, – коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенной при вязкости жидкости в скважинных условиях; – измеренное объемное значение расхода жидкости; , где – объемное содержание газа в нефти (– объем нефти с растворенным в ней газом при забойном давлении и температуре, - объем нефти, измеренный на поверхности после дегазации). Величина зависит от растворенного газа и изменяется в большинстве случаев от 1.05 до 1.2. В добывающих скважинах, работающих нефтью с водой нужно при определении дебита знать процентное содержание воды в нефти. Для этого, кроме замера расходомерами приводят замеры влагомерами. Совместная обработка данных о дебитах и обводненности проводятся в двух точках, расположенных выше и ниже пласта.
3.2 Изучение профилей притока
По результатам измерений механическими и термокондуктивными дебитомерами (расходомерами), а также по данным методом высокочувствительной термометрии и изотопов можно получить профили притока жидкостей или газа по мощности работающего пласта. Профилем притока пласта называется график зависимости количества жидкости или газа, поступающих из единицы толщины (или в нее), от глубины ее залегания. Могут быть профили расхода жидкости при движении ее вверх по стволу скважины (профиль притока). Профиль — основной исходный источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль скрытого перфорацией продуктивного разреза. Изучение профилей притока начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. 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 на отдачу и энергетические параметры пластов несущественны. Изменения во времени конфигурации графика притока или поглощения обычно указывают на перераспределение пластовых давлений и, следовательно, величин притоков из различных пластов, которое также может быть вызвано увеличением степени обводненности пластов или проведением в скважинах геологических мероприятий. Опорный профиль должен быть обязательно зарегистрирован повторно после проведения любых операций в скважине, связанных с изменением рабочей мощности продуктивного коллектора (исключение или приобщение пластов в эксплуатации).
Рис. 6 Пример построения интегральных (слева) и дифференциальных (справа) профилей притока 1 – точечные замеры, 2 – интервал перфорации При определении удельного расхода жидкости для каждой части разреза по точкам строится дифференциальный профиль, который строят по значениям удельного дебета ( в ):
где – расходы соответственно в верхней и нижней точках выбранного
интервала глубин (в);– величина выбранного интервала исследований (в м). По этому профилю оценивается расход жидкости для отдельных участков ствола скважины (рис. 6). При построении интегрального и дифференциального профилей по скважинам, работающим нефтью с водой, обычно используют данные влагометрии. Интегральный профиль, полученный по данным расходометрии, совмещается с аналогичным профилем, построенным по результатам замеров, полученных методом влагометрии (рис. 7). По кривым расхода жидкости и водосодержания в пластах последние разбивают на участки с наиболее резким изменением притока и процентного содержания воды, для которых вычисляются удельные расходы. После построения графика удельного расхода устанавливают интервалы притока нефти и воды по следующей методике.
Рис. 7 Пример совместной обработки показаний механического расходомера и влагомера 1 – нефть, 2 – вода, 3 – интервал перфорации; I – дебитограмма, II – влагограмма
Интервал разбивают на участки по . На глубине расход жидкости составляет при содержании воды . Находят количество воды, поступающей в скважину из этого участка пласта:
На графике удельного расхода, на участке в масштабе откладывают количество притекающей воды, т. е. из общего расхода выделяют расходы воды и нефти. Зная количество воды, можно найти количество притекающей нефти:
Затем переходят к участку . Общий дебит на глубине -составляет при содержании воды . Проводят аналогичный расчет и устанавливают содержание воды и нефти в общем потоке жидкости: ; Далее находят количество воды и нефти для участка . Для этого из расхода воды и нефти в точке вычитают расходы по воде и нефти первого участка в отдельности, т.е. ; Таким образом, определяют в отдельности расходы нефти и воды по всем участкам, которые наносятся на график удельного дебета (рис. 7). В связи с разнообразием условий, при которых выполняются потокометрические исследования в скважинах, несовершенством методов и технических средств измерений потоков флюидов, на практике профили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Искажения могут быть связаны, например, с действием вихревого движения потока, нестабильностью коэффициента пакеровки прибора, пульсацией величины потока, состоянием поверхности колонны в скважине, изменением заколонной циркуляции жидкости из-за возникающих перепадов давления при пакеровке приборов и др. Наиболее часто встречающиеся на практике искажения профилей, обусловленные указанными причинами, схематически изображены на рис. 8. Кривые I и II характерны для случаев, когда показания расходомера отличаются от истинных из-за вихревого движения потока, соответственно при согласном и несогласном направлениях движения с углом атаки турбинки чувствительного элемента. Кривая III отражает искажения, вносимые нестабильностью коэффициента пакеровки прибора. Если значения коэффициента изменяются от точки к точке (из-за непостоянства диаметра колонны, например, при ее раздутии), то интегральный профиль сильно иззубрен. Из-за этого дифференциальный профиль получается еще более искаженным. Нестабильность связана с изменением соотношения величин расходов жидкости, проходящей через прибор и мимо него. Иззубренность профиля может определяться также струйным характером истечения жидкости из перфорационных отверстий. Кривая IV отражает искажения, вносимые нестационарным режимом работы скважины. Из-за возрастания потока в межинтервальном пространстве ошибочно выделился участок притока, отмеченный звездочкой, что нашло отражение на дифференциальном профиле. Дифференциальный профиль необходимо строить лишь после соответствующей корректировки интегрального. Корректировка профиля осуществляется лишь в тех случаях, когда причины или существо искажений очевидны. Во всех случаях на изображаемых диаграммах, помимо откорректированного профиля, должен присутствовать первоначальный некорректированный. Критерием достоверности построения этих профилей служит правильное установление соответствия между возможным и фактическим дебитами скважин. Качественный показатель соответствия — это схожесть дифференциального профиля и гистограммы проницаемости по керну или данным оценки коллекторских свойств пластов по комплексу ГИС.
Рис. 8 Искажения профилей расхода механической расходометрии Искажения за счет: I - движения встречного потока, II - попутного движения потока. III - изменения коэффициента пакеровки, IV- нестационарного режима работы скважины; суммарный и удельный дебеты: 1 - искаженные, 2 - исправленные
Основная задача при изучении профилей расхода, полученных в процессе исследования длительно эксплуатирующихся скважин, заключается в оценке влияния закачки воды на эксплуатационные характеристики пласта (расход флюида, пластовое давление, степень участия в работе различающихся по фильтрационно-емкостным свойствам групп коллекторов, обводненность пластов и др.). Анализ профилей на каком-то этапе исследования сводится к их сопоставлению с ранее полученными профилями в этой скважине и с профилями соседних добывающих скважин. Для лучшего выявления динамики расхода во времени профили целесообразно нормировать. В зависимости отрешаемой задачи нормирование может осуществляться по отдельному пласту или всему продуктивному разрезу. Нормированные профили позволяют четко
различать характерные изменения кривых расхода независимо от величины расхода. Комплекс исследований для определения расхода жидкости, кроме основного метода — механической расходометрии, включает термометрию и вспомогательные методы (ГК, локацию муфт ЛМ). Механическая расходометрия позволяет устанавливать количество поглощаемой жидкости по пластам или их частям (интервалам). Термометрия, проведенная в процессе закачки, дает дополнительную информацию о поглощающих интервалах в зоне нечувствительности гидродинамического расходомера, а также указывают на возможные перетоки за колонной ниже интервала перфорации.
3.3 Определение работающих мощностей пласта Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода жидкости — это выявление и количественная оценка работающих участков вскрытого перфорацией продуктивного коллектора, при суммировании мощностей которых устанавливаются работающая мощность пластов скважины и ее эксплуатационные показатели. Сопоставление определенных по расходометрии работающих мощностей с эффективными, найденными в процессе разведки и разбуривания месторождения, позволяет оценивать величину коэффициента охвата залежи системой разработки. Коэффициент охвата определяется как отношение суммарной работающей мощности участков пласта к их суммарной эффективной мощности :
Коэффициент охвата может быть также рассчитан по формуле:
где - коэффициент действующей мощности; - сумма выделенных интервалов притока (приемистости); - суммарная эффективная мощность перфорированного интервала. Распределение притока или поглощения по мощности продуктивного коллектора, подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости. Для уточнения работающей мощности, определенной по расходометрии используют ГК и ПС, так как кривые этих методов зеркально отображают распределение проницаемости (рис. 9).
Рис. 9 Сопоставление профилей удельного расхода жидкости и проницаемости продуктивного коллектора. 1 – глина, 2 – нефтеносный песчаник, 3 – интервал перфорации
На рис. 10 показана кривая профиля отдачи пластов в продуктивном разрезе в результате изменения забойного давления. В данном случае обводнение нижнего пласта привело к увеличению его давления, в результате чего оказались выключенными из эксплуатации два залегающих над ним пласта и сократилась работающая мощность. Такой вывод возможен, поскольку по скважине имеются замеры расхода, полученные на начальном этапе разработки месторождения, когда между давлениями в отдельных пластах значительных перепадов не было.
Рис. 10 Изменение профиля отдачи продуктивного коллектора при увеличении забойного давления по данным механической расходометрии. 1 – глина, 2 – алевролит, 3 – нефтеносный песчаник, 4 – интервал перфорации
Крупным недостатком турбинных расходомеров является их низкая пороговая чувствительность. Часто подошва работающего пласта отбивается выше нижней границы перфорированного интервала, а малые притоки или поглощение жидкости вообще могут оказаться незафиксированными. Поэтому измерения турбинными расходомерами принято проводить совместно с замерами термокондуктивными индикаторами притока и высокочувствительными термометрами.
3.4 Определение коэффициента продуктивности и пластового давления По физическому смыслу коэффициент продуктивности пласта зависит от его проницаемости, эффективной мощности, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и условного ее контура питания. Коэффициент продуктивности скважины – количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины при создании на ее забое депрессии в 0.1 МПа (1 атм): . характеризует эксплуатационные показатели пластов. Его величина зависит от проницаемости и эффективной мощности коллектора, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и ее контура питания. Контур питания скважины – условный контур за пределами которого скорость фильтрации флюида предположительно равна нулю, а давление равно пластовому (рис. 11).
Рис. 11 Контур питания скважины
При наличии данных о расходе жидкости и давлениях на забое может быть получен как тангенс угла наклона индикаторной кривой к оси перепада давления. Продолжая индикаторную кривую до оси ΔP, получим пластовое давление при нулевом дебите. Если при незначительном увеличении перепада давлений расход жидкости значительно возрастает, то скважина имеет высокий коэффициент продуктивности. Линейная зависимость между Q и ΔP наблюдается лишь при относительно небольших скоростях потока жидкости в пласте. На самом деле эта зависимость описывается квадратным уравнением:
где – потери напора флюида за счет трения жидкости (определяется вязкостью); – определяется инерционными свойствами. Полученные с помощью индикаторных диаграмм значения несколько отличаются от реальных. В связи с этим найденный по индикаторным кривым коэффициент продуктивности (приемистости) является кажущимся и недостаточно полно характеризует состояние коллекторов. Практические приемы определения рассматриваемого коэффициента изначально были разработаны для однопластовых месторождений. Однако их с успехом применяют и на многопластовых месторождениях. Послойную оценку проводят при установившихся режимах работы скважины для нескольких (не менее двух), разделяющихся по интенсивности отборов жидкости. Установившимся режимом считается такой, когда три последовательных замера забойного давления и дебита различаются на величину, не превышающую точность их измерения. Пластовое давление определяется непосредственно в закрытой скважине с помощью манометра после истечения определенного времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скважине. Над всеми пластами и каждым из них в отдельности измеряются дебиты и давления. Исследование заканчивается измерением давления после закрытия скважин до его восстановления и проверкой отсутствия перетоков из пласта в пласт. Обработку результатов ведут обычным способом, т. е. строят график зависимости дебита пласта от забойного давления (рис. 12). Продолжая индикаторную кривую до пересечения с осью депрессий, можно получить значения пластового давления для каждого пласта. Если давления в пластах различные, это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт.
Рис. 12 Пример построения индикаторной диаграммы (а) и кривой межпластового перетока жидкости (б) в остановленной скв. Кривые: 1 — суммарная. 2 —для нижнего пласта, 3 — для среднего пласта. 4 — для верхнего пласта; пунктиром показаны участки экстраполяции зависимостей; n — скорость счета индикатора давления Из рис. 12(а) видно, что зависимости , снятые по четырем точкам, имеют линейный вид. Индикаторные линии пересекают ось депрессий в одной точке. Пластовое давление, определенное по суммарной кривой 1, оказалось меньше пластового давления, определенного по диаграмме для нижнего пласта (кривая 2). Следовательно, в закрытой скважине вероятен переток из нижнего пласта в верхние. Для установления перетока расходомер нужно поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени, аналогичную кривой, показанной на рис. 12(б). К источникам погрешностей при использовании метода индикаторных диаграмм относятся: наличие гидравлической связи между пластами в заколонном пространстве, неточность глубинных измерений потоков, нарушение линейного закона фильтрации. В отличие от расходометрии результаты барометрических изменений в меньшей степени подвержены влиянию искажающих факторов, зависящих от технического состояния скважины. В то же время большинство конструкций манометров имеет большие дополнительные погрешности при изменении температуры в стволе скважины. Максимальную составляющую основной погрешности большинства манометров представляет погрешность, возникающая из-за гистерезиса градуировочной характеристики прибора. Ее особенностью является то, что петли гистерезиса имеют разные формы при различных измеряемых максимальных давлениях. Поэтому возникает необходимость иметь серию статических характеристик дифференциального давления при прямом (повышение давления) и обратном (понижение) ходе прибора для нескольких значении максимального давления. По таким экспериментальным характеристикам можно путем экстраполяции построить промежуточные характеристики для отдельных значений измеряемого давления. Почти все виды исследования скважин сопровождаются изменением давления в сторону повышения (снятие кривой восстановления давления) или понижения (кривая снижения давления, профиль давления по стволу скважины при передвижении прибора от забоя к устью). Тогда по кривым, построенным для характеристик прибора с известными петлями гистерезиса, зная направление изменения давления, можно подбирать для обработки результатов соответствующий участок этих кривых.
4. Примеры расходомеров, используемые в механизированных скважинах, оснащенных ШГН Для исследования механизированных скважинах, оснащенных ШГН используются следующие разновидности пакерных турбинных расходомеров. Рассмотрим Глубинный дистанционный прибор РГД-2М (Приложение 1) предназначен для измерения дебитов нефти и расходов воды. В качестве чувствительного элемента применяется вертушка 8, на оси которой закреплена магнитная муфта 7. Пакерующее устройство состоит из пакера фонарного типа и привода. Пакер состоит из пружинных лент 11, прикрепленных к подвижным втулкам 14, манжеты 13, выполненной в виде полуусеченного конуса с диафрагмой 12. Манжета изготавливается двух размеров для закрепления пакером колонн разного диаметра (до 150 мм). Привод пакера состоит из электродвигателя 2 с редуктором 3 и винтовых пар: промежуточная винтовая пара 4 предназначена для выключения двигателя в том случае, если пакер полностью открыт или закрыт, а основная пара 5 – чтобы открыть и закрыть пакер. Перед спуском глубинного снаряда в скважину нижний конец подвижной трубы 9 надвинут на пакер, удерживая его в закрытом состоянии и одновременно предохраняя его от повреждений при спуско-подъемных операциях. При этом входные окна глубинного снаряда закрыты. Таким образом, вертушка во время спуска прибора не работает и надежно защищается от загрязнения. После достижения заданной глубины включается электродвигатель, который с помощью основной винтовой пары перемещает подвижную трубу 9 вверх. При этом вначале открываются окна для прохода жидкости через прибор. Затем труба входит в зацепление с тягой 10, которая соединена со втулкой 15, имеющей выступы. При дальнейшем движении трубы втулка 15 перемещает нижнее основание пакера. Пружинные ленты его выгибаются и прижимают
манжету к колонне. Пакер закрывается за счет упругости пружинных лент, распрямляющихся при перемещении тяги вниз. Для обеспечения определенного коэффициента пакеровки на диафрагме 12 имеются калиброванные отверстия. Управление работой прибора производится с поверхности. Вторичный прибор расходомера состоит из регистрирующего устройства, стабилизированного источника питания и устройства для управления приводом пакера. Вторичный прибор установлен в аппаратурном стенде лаборатории АПЭЛ-66. Глубинный дебитомер-расходомер РГД-2М. является одним из наиболее надежных и простых приборов. Он выпускается на пределы измерения 5—50 м3/сут (с пакером) и 5—90 иди 1000—-3000 м3/сут (без пакера). Прибор может работать при давлениях до 350 кгс/см2 и температурах до +70°С. Диаметр корпуса его 42 мм, а длина не превышает 1800 мм.
5. Факторы, влияющие на показания расходомеров В зависимости от положения прибора относительно перфорационных отверстий могут быть два вида искажающих факторов на результаты измерений, а именно: влияние вихревых струй на общую эпюру скоростей по сечению и непосредственное воздействие на лопасти турбинки боковых струй, вытекающих их перфорационных отверстий. Эти виды искажений присущи всем видам скважинных расходомеров. Изменение лобового сопротивления в целом и гидравлического сопротивления измерительного канала. Основной причиной этого явления является загрязнение входных и выходных окон и измерительного канала, что может быть предотвращено снабжением прибора устройством, защищающим от попадания загрязняющих веществ при спуске прибора на забой скважины. Скважинные приборы с турбинным преобразователем относятся к объемным расходомерам и, следовательно, изменения диаметра обсадной колонны в принципе будут влиять на показание беспакерных приборов и приборов с пакером, не перекрывающим полностью колонну скважины. Устранение этой погрешности можно путем измерения истинной площади сечения обсадной колонны. Изменение вязкости. При исследовании нефтяных скважин с вязкостью нефти в забойных условиях выше 10 сСт, при использовании пакерных расходомеров нельзя пользоваться градуировочными кривыми, снятыми в воде, и в третьих, при известном общем дебите скважины можно путем снятия показания скважинного расходомера выше всех интервалов перфорации произвести корректировку характеристики прибора на изменение вязкости с достаточной для практического использования.
Заключение Как правило, объемы жидкости или газа в стволе скважины измеряют глубинными расходомерами и дебитомерами. Измерения проводятся только в действующих скважинах. Расходомерами измеряют расходы воды, дебитомерами - притоки нефти, газа и их смеси с водой. По принципу измерения у данных приборов нет особых различий. Отличие может быть только в диаметре корпуса глубинного прибора. Специфические условия, при которых работают глубинные приборы это: большая глубина спуска; высокие температуры и давления; небольшой диаметр скважины; коррозионная активность; удары, тряски и т. д. Для получения высокой точности результатов измерения к чувствительным элементам глубинных приборов выдвигают жесткие требования. К ним относятся: большой диапазон измерений, высокая чувствительность, малая инерционность, работоспособность при больших температурах и давлениях, стабильность во времени, коррозионная стойкость, устойчивость к вибрациям и ударам. Классификацию расходомеров следует начать с принципа действия их основного элемента - датчика. Наиболее распространенные скважинные расходомеры относятся к одному из двух типов: механическим (турбинным) или термокондуктивным. На сегодняшний день расходомеры с датчиком турбинного типа более развиты и всё больше находят свое применение в нефтяной и газовой промышленности. То есть альтернативы глубинным механическим расходомерам - как недорогому, достаточно универсальному и хорошо изученному средству измерения объема жидкости и газа в стволе эксплуатационной скважины на сегодняшний день не существует. Основные задачи, решаемые расходометрией это: Определение дебита и приемистости скважин; Изучение профилей притока и приемистости; Определение работающих мощностей пласта; Определение коэффициента продуктивности и пластового давления
Список литературы:
Похожие статьи:
|
|