СКАЧАТЬ:  pgmp2.zip [90,3 Kb] (cкачиваний: 94)

Для решения многих нефтепромысловых задач расходометрия используется как самостоятельно, так и в комплексе с  другими методами.

При решении большинства задач используются интегральные профили поглощения воды (приемистости) в нагнетательных скважинах и 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); б) нагнетательных скважин, оборудованных НКТ; в) эксплуатационных  фонтарирующих скважин; г) эксплуатационных компрессорных скважин (оборудованных газлифтным оборудованием) и т.д.

В таблице 1 приведены основные требования к габаритам и техническим характеристикам расходомеров для решения перечисленных задач.

Как видно из таблицы, 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.

Беспакерные расходомеры измеряют, в принципе, осредненное значение скорости потока в скважине, т.е. с их помощью строится приближенная кривая изменения скорости потока в стволе скважины.

Беспакерные большегабаритные расходомеры дают более близкие к истине результаты, чем малогабаритные приборы. Это связано с тем, что через чувствительный элемент малогабаритных расходомеров проходит меньшая часть общего потока жидкости и гидравлическое сопротивление измерительного тракта их больше, чем у большегабаритных приборов.

Таблица 1

Малогабаритные расходомеры больше искажают эпюру скоростей в стволе скважины, чем приборы большего диаметра.

Приборы с неуправляемым пакером используются в настоящее время для исследования нагнетательных скважин и в перспективе могут быть использованы при исследовании скважин с ЭПН( с электропогружными насосами). При надежной работе пакерующего устройства эти приборы измеряют истинный объемный расход жидкости, т.к. через их чувствительный элемент в принципе проходит весь измеряемый поток жидкости.

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).

Из краткого перечисления режимов работы отдельных видов скважинных расходомеров видно, что не во всех случаях через измерительный преобразователь проходит весь измеряемый поток. Это связано со многими специфическими условиями исследования действующих скважин.

Как же решаются проблемы расходометрии в действующих скважинах?

Необходимость в пакере одни авторы объясняют тем, что в этом случае можно получить достаточную точность измерения, абсолютный пакер (без утечек) обеспечит прохождение всего потока измеряемой жидкости через чувствительный элемент. Другие авторы отрицают необходимость абсолютного пакера и для повышения чувствительности прибора предлагают специальную насадку, увеличивающую долю прохождения жидкости через чувствительный элемент. Правильное решение данного вопроса может быть получено только при учете всего комплекса факторов, влияющих на характеристики и работоспособность приборов с теми или иными чувствительными элементами.

В скважинных расходомерах нашли применение в основном три вида чувствительных элементов: а) гидродинамическая турбинка (вертушка); б) поплавково-пружинное устройство; в) заторможенная турбинка на струной подвеске.

Чтобы выявить, как влияют основные факторы на работоспособность приборов с учетом специфики чувствительных элементов, на специальном гидравлическом стенде (рис1) были сняты их статические характеристики.

Подача жидкости на рабочую колонну стенда 6 осуществляется из напорного бака 1. Напорный бак наполняется с помощью центробежного насоса 2. Постоянство уровня напорного столба H  поддерживается благодаря переливному устройству 3. Измерение расхода производится с помощью мерных емкостей 5. Регулировка расхода осуществляется игольчатым клапаном 4. Гидравлическая схема обвязки позволяет изменять направление потока жидкости в рабочей колонне стенда. Чувствительные элементы 7 устанавливались в трубке 8. А с помощью клапана 9 регулировалось сечение обводного канала. Отсчет показаний поплавково-пружинного устройства (в) и заторможенной турбинки (г) производился визуально, а гидродинамической турбинки (б) – с помощью магнитоэлектрического преобразователя. В качестве рабочей жидкости использовалась водопроводная вода с температурой 13⁰С.

Статическая характеристика гидродинамической турбинки (рис 2, а) для жидкостей с малой вязкостью согласуется с классическим уравнением прямой, проходящей через начало координат.

Определенная степень пропуска пакера приводит к пропорциональному изменению угла наклона графика, которое может быть определено по одному контрольному замеру.

Статические характеристики поплавково-пружинного устройства (рис.2, б) и заторможенной турбинки на струнной подвеске (рис.2, в) выражаются соответсвенно степенными функциями

Для нормальной работы прибора с заторможенной турбинкой уменьешение коэффициента пакеровки практически недопустимо. Уменьшение коэффициента резко изменяет характеристику прибора и снижает его чувствительность.

Поплавково-пружинное устройство по сравнению с заторможенной турбинкой менее чувствительно к утечкам в пакере. Однако при наличии утечки нижний предел измерения сдвигается в сторону больших расходов и резко ухудшается порог чувствительности.

Рассмотрим, как влияют отклонения в диаметре обсадной колонны скважины на показания приборов с перечисленными чувствигельными элементами. Известно, что диаметр труб обсадной колонны скважины имеет некоторые отклонения от номинальных значений. Например, трубы одного номинального значения наружного диаметра имеют колебания внутреннего диаметра в пределах 148,0-155,2 мм (номинальный диаметр 150 мм) Погрешность показаний беспакерных скоростных расходомеров в этом случае в пересчете на расход можно выразить

,

где  - расход по показанию прибора;

      - истинный расход.

Если  ,

где  - истинная скорость потока;

        -номинальное сечение колонны, ,

где - истинное сечение колонны,

то

Отсюда

Погрешность беспакерных расходомеров с квадратичной зависимостью показаний от скорости потока можно выразить так:

показание прибора;

истинное значение этой величины;

 - предполагаемая скорость потока;

k - коэффициент преобразования прибора.

Отсюда

Видно, что если не учитывать влияние водяного столба в области притока в обводненных скважинах, то можно создать беспакерные скважинные расходомеры с достаточной для практических целей точностью измерения скорости потока. Однако попытки создать такие приборы пока не привели к желаемым результатам. Основные трудности в этом направлении — низкая чувствительность измерителей скорости потока прямого измерения, например, гидродинамической турбинки, и большая зависимость показаний косвенных методов измерений скорости потока от физических свойств жидкости, например, у термоанемометров или у расходомеров, основанных на контроле движения «метки».

Ошибочным решением является повышение чувствительности прибора путем снабжения его струенаправляющей насадкой с наружным диаметром, меньшим диаметра обсадной колонны. Рассмотрим это на примере. Пусть проходной диаметр рабочей части прибора  мм, а наружный диаметр насадки  мм. Тогда живое сечение потока в колонне будет

,

где  — номинальный диаметр труб обсадной колонны;

      — отклонение от номинального значения.

При тех же отклонениях диаметра шестидюймовой колонны погрешность скоростных расходомеров в пересчете на расход будет колебаться от +17,3 до -26,4%. Отсюда видно, что струенаправляющие устройства увеличивают и чувствительность прибора, и его погрешности.

На показания беспакерных расходомеров влияет наличие столба воды, который перекрывает продуктивные пласты в некоторых скважинах. В этом  случае трудно определить истинную скорость потока, т. к. притекающая нефть проходит через столб воды. При наличии пакерующего устройства выше какого-то определенного значения расхода устраняется влияние этого фактора. Таким образом, применение пакерующих устройств в скважинных расходомеpax обосновано требованиями, связанными с повышением чувствительности и устранением влияния водяного столба на результаты измерения. Однако с другой стороны пакерующие устройства создают определенные ограничения в пределах измерений расходов. Скважинные расходомеры имеют ограниченное проходное сечение, обуславливаемое диаметром насосно-компрессорных труб и конструкцией самого чувствительного элемента. Проходное сечение расходомеров с разгруженной турбинкой и заторможенной турбинкой на струнной подвеске для скважин с диаметром насосно-компрессорных 50 мм не превышает 7 см², а у расходомеров с поплавково-пружинньм устройством — 6 см² (при максимальном расходе). Следовательно, в скважине с шестидюймовой колонной и дебитом около 2000  на прибор с абсолютным пакером действует выталкивающая сила > 30 кГс. При этом пакерующее устройство деформируется и происходит значительная утечка жидкости, либо прибор под напором восходящего потока жидкости выносится из скважины.

Результаты эксперимента показали, что одним из наиболее приемлемых способов устранения отмеченных противоречий является разработка скважинных расходомеров с известной степенью утечки в пакерующем устройстве на базе скоростных чувствительных элементов.

Степень перекрытия  (коэффициент пакеровки) можно оценить отношением величины потока q через проходное сечение прибора к величине полного потока Q в измеряемой точке:

Итак, при известном  из этой формулы всегда можно определять истинный расход в точке измерения.

Очевидно, что при абсолютном пакере  =1 а при отсутствии пакера

 (где— проходное сечение прибора, - сечение колонны).

Зависимость нижнего и верхнего пределов измерений прибора от степени пакеровки, установленная на расходомерном стенде с колонной диаметром 155 мм показана на рис. 4.3. Испытываемый прибор при этом имел следующие характеристики:

Масса - 10 кг;

наименьший диаметр проходного сечения – 25 мм;

длина измерительного канала – 300 мм;

диаметр прибора - 42 мм;

число лопастей турбинки - 4;

 шаг винтовой линии лопастей -  83 мм;

 диаметр турбинки -28мм.

Верхний предел измерений отмечается началом выталкивания прибора потоком (), а нижний () - началом измерений.

       Итоги эксперимента:

а) нормальная работа турбинки при  =1 наступает при Q = 4,2 ;

б) прибор при =1 выталкивается при Q = 90-100 ;

в) при беспакерном измерении в колонне с диаметром 155 мм нормальная работа турбинки наступает при Q = 100-190 ;

 Итак, измерить дебиты в диапазоне 100 -190  невозможно ни с помощью прибора снабженного абсолютным пакером, ни с помощью беспакерного прибора. Здесь можно использовать приборы с коэффициентом пакеровки менее единицы.

Кроме рассмотренных выше вопросов, при выборе чувствительного элемента скважинного, расходомера важными показателями дня их оценки являются:

а) характер зависимости между расходом жидкости и показанием прибора;

б) диапазон измеряемых расходов;

в) влияние физических свойств жидкостей на характеристику чувствительного элемента;

г) динамическая характеристика прибора;

д) влияние электрических характеристик канала связи и вторичных преобразователей на показание прибора.

Поплавково-пружинные устройства в качестве чувствительных элементов нашли свое применение в основном в приборах с местной регистрацией измеряемых параметров Несмотря на некоторые преимущества перед заторможенной турбинкой, они из-за сложности не употребляются в дистанционных приборах.

В виду того, что заторможенная турбинка на струнной подвеске не используется в приборах, которые рассматриваются в данной работе, мы не будем подробно рассматривать вопросы теории преобразователей этого класса. Для сведения отметим лишь следующее.

Между расходом жидкости и реакцией поворотной турбинки существует квадратическая зависимость, т.е. прибор имеет низкую чувствительность в начале диапазона. При повышении чувствительности в начале диапазона обычно снижается верхний предел измерения и ухудшается надежность конструкции самого чувствительною элемента. Чувствительные элементы с квадратичной характеристикой могут найти распространение для измерения малых значений приращения притока при больших значениях общего расхода.

Итак, анализ чувствительных элементов и первичных преобразователей скважинных расходомеров показывает, что:

а) гидродинамическая турбинка наиболее полно отвечает требованиям которые предъявляются к чувствительным элементам скважинных расходомеров,

б) пакерующее устройство скважинных расходомеров (дебитомеров) - это необходимый элемент глубинных датчиков для увеличения чувствительности, так и для уменьшения влияния вязкости среды и столба стоячей жидкости, находящейся в области перфораций скважин, на показания прибора; причем оно может быть выполнено с известной степенью утечки.

Каково же влияние канала связи и промежуточных преобразователей на турбинные преобразователи расхода?

Ниже будет показано, что реакция преобразователя числа оборотов на ротор оказывает влияние на характеристику турбинки только в области низких расходов. Одним из достоинств турбинных преобразователей расхода является возможность измерения числа оборотов частотно-импульсным методом без использования каких-либо промежуточных преобразователей, что обусловлено отсутствием влияния канала связи (каротажного кабеля) на результаты измерения.

Таким образом, при исследовании отдельных факторов, влияющих на показания скважинных расходомеров, мы должны рассматривать в отдельности турбинный преобразователь расхода и пакерующее устройство.

Турбинные преобразователи расхода

В качестве первичного преобразователя (датчика) в турбинных расходомерах испольуется разгруженная гидродинамическая турбинка.

Используемые в расходомерах турбинки относятся к классу осевых гидротурбин и принципиально отличаются от рабочих колес лишь тем, что они не предназначены для отбора (или отдачи) энергии от потока жидкости. Физические процессы, происходящие при взаимодействии потока жидкости и измерительной турбинки расходомеров, подчиняются общим закономерностям теории гидродинамической решетки, используемой в гидромашиностроении. Однако измерительные турбинки должны удовлетворять и дополнительным специфическим требованиям, в частности, чем выше метрологические характеристики турбинок, тем меньше отбираемая от потока энергия. Именно в этом направлении велись и ведутся теоретические и экспериментальные исследования и опытно-конструкторские работы по совершенствованию первичных преобразователей турбинных расходомеров. Однако полностью устранить отбор энергии от потока невозможно.

Согласно [29], гидравлическая мощность, отдаваемая жидкостью турбинке, имеет следующий вид

где - плотность жидкости,

- объемный расход жидкости через турбинку;

- угловая скорость турбинки,

-  циркуляции скорости потока перед  турбинкой и за ней соответственно

Из выражения (4.8) можно получить значение момента силы воздействия потока на турбинку.

Таким образом, при известных величинах значения Nr и М зависят от изменения циркуляции потока.

Приведенные выше зависимости хорошо объясняют физическую сущность взаимодействия потока и турбинки. Однако этого мало при решении конкретных инженерных задач, возникающих при разработке и эксплуатации турбинных измерительных преобразователей Необходимо учитывать зависимость между геометрическими характеристиками измерительною тракта и параметрами потока.

Измерительный тракт турбинного расходомера характеризуется следующей геометрией (рис. 4.4).  - внутренний диаметр корпуса преобразователя; - наружный диаметр турбинки,— диаметр ступицы турбинки,— высота лопастей- длина рабочей части турбинки (длина лопастей). Кроме перечисленных размеров турбинка характеризуется толщиной лопастей в торцовом сечении числом лопастей г, ходом винтовых поверхностей, образующих лопастивеличина которого переменна вдоль радиуса ротора площадью живого сечения потока в плоскост, шаговым перекрытием

Развертку сечения лопастей турбинки цилиндрической поверхностью с геометрической осью, совпадающей с осью турбинки, и с какой-то образующей цилиндра с радиусом  можно предстваить в виде решетки(гидравлической). Приведем некоторые пояснения к решетке рис 45)

 - угол установки профиля в решетке;  - толщина профиля;

 - хорда профиля; шаг решетки  - шаг решетки;  - густота решетки;  - шаговое перекрытие;

- угол входа - угол между направлением относительной скорости потока перед решеткой  и фронтом решетки;

 - угол выхода - угол между скоростью на выходе  и фронтом решетки: - угол атаки – угол между средней скоростью  и хордой профиля,   - угол отставания - угол между  и хордой профиля. Разность характеризует поворот потока в решетке.

В идеальном случае, когда поток плоский с равномерной по сечению эпюрой скоростей и без каких-либо пограничных слоев, завихрений и т.п., при скорости движения потока скорость вращения ротора будет:

Действительная же скорость отличается от идеальной. Для количественной оценки этой разницы используют понятие скольжения ротора относительно потока [30]

где n - действительная скорость вращения ротора.

С учетом этого реальную зависимость между скоростью вращения ротора и расходом записывают в виде:

Между скольжением  и циркуляцией скорости потока вокруг профиля решетки турбиики Г имеется определенная взаимосвязь, которая может быть записана в виде:

,

Где с – коэффициент, зависящий от геометрических параметров решетки;

     - эквивалентный ход турбинки, зависящий от хода винтовых поверхностей, образующих лопастей, и от геометрии струенаправляющего устройства, устанавливаемого перед турбинкой.

 Полный движущий момент турбинки для реальной вязкой жидкости имеет следующий вид:

Из формулы (4 1 4) видно, что полный движущий момент зависит от характера распределения осевой составляющей скорости потока жидкости  по поперечному (живому) сечению каналов между лопастями турбинки.

Если допустить, что через турбинку движется идеальная невязкая жидкость, т.е. распределение осевой составляющей скорости по сечению равномерно, то подставляя выражение (4.13) в формулу (4.14) и интегрируя полученное выражение, находим

где

При движении реальной вязкой жидкости через решетку величины скоростей потока жидкости, а, следовательно, их осевых составляющих не будут одинаковы по всему сечению, поэтому при определении движущегося момента приходится учитывать влияние вязкости.

Из-за вязкости жидкости в этом случае возникают следующие явления:

во-первых, силы вязкого трения приводят к некоторому уменьшению циркуляции и, следовательно, к уменьшению окружного усилия приложенного к турбинке; во-вторых, отличие скорости реального потока от идеального приводит к тому, что характеры изменения циркуляции по высоте лопастей для реального и идеального потока не совпадают (отличаются друг от друга). Первое из перечисленных явлениЙ оказывавает небольшое влияние и им практически можно пренебречь. Для учета второго фактора необходимо знать эпюру скоростей потока жидкости, что является пока сложной технической задачей.

В настоящее время единственной формой учета является введение поправочного опытного коэффициента. Скольжение — величии которая учитывает наряду с другими факторами, вызывающими различие характеристик турбинки при реальной и идеальной жидкостях, также и влияние вязкости.

Изложенные выше зависимости получены при условии, что течение потока плоское, т.е. поверхности тока приняты соосными с круговым цилиндром. Однако реальное трехмерное течение не отвечает этому требованию Неравномерное поле центробежных сил и сил вязкого трения приводит к возникновению вторичных течений в плоскостях, пересекающихся с основным направлением потока жидкости. Эти эффекты проявляются тем слабее, чем меньшее возмущение в поток вносит ротор (турбинка) расходомера, и, следовательно, выведенные формулы оказываются тем точнее, чем меньше отставание ротора от потока.

Исходя из изложенных положений, отражающих физическую сторону взаимосвязи потока жидкости и ротора турбинного расходомера, записывают уравнение движения ротора, в котором кроме движущего момента имеют место моменты сопротивления, препятствующие вращению ротора,  в следующем виде:

где J  - момент инерции ротора;

     n - скорость вращения ротора.

Момент инерции включает в себя кроме чистого момента ротора момент инерции присоединенной к ротору массы жидкости. Учесть последнее весьма трудно.

Степень влияния моментов сопротивления на скорость вращения ротора выражают обычно с помощью коэффициента потерь на роторе:

где - кинетическая энергия, переносимая потоком в единицу времени через поперечное сечение трубопровода площадью  .

 Используя формулу (4.15), запишем:

Коэффициент с обычно близок к 0,5;

Отсюда

Для расходомеров, у которых Ск = 2 -3%, коэффициент потерь не

превышает 1%.

Таким образом, момент сопротивления включает в себя такие основные понятия. как момент вязкого трения между ротором и потоком, момент сил трения в опорах и момент реакции преобразователя числа оборотов ротора в другой (например, электрический) сигнал. Следовательно, практически возможная в настоящее время точность уравнений для вычисления моментов сопротивлений не может конкурировать с точностью экспериментальных исследований характеристик реальных измерительных турбинок.

Исследование скважин и обработка результатов

Как было показано выше, при решении многочисленных задач, возникающих в нефтепромысловой практике, используются в основном два вида первичных диаграмм, получаемых с помощью скважинных расходомеров, — а именно: интегральный профиль поглощения или притока и кривая восстановления (или затухания) расхода в отдельной точке после открытия (закрытия) скважины.

Перед исследованием скважины с помощью скважинных расходомеров необходимо по возможности изучить состояние призабойной зоны скважины, вскрытой перфорацией, иметь представление о герметичности цементного камня за обсадной колонной, целостности обсадной трубы, наличии перетоков и степени загрязнения.

Для правильной интерпретации результатов исследований скважинными расходомерами необходимо предварительно ознакомиться с материалами геофизических методов исследования скважин, по которым в зоне перфорации можно отметить хорошо и слабо проницаемые пропластки и глинистые перемычки, а также выявить нефтеносные и водоносные пласты. Перед исследованием должны быть известны общий дебит (или расход) скважины, процентное содержание воды в продукции и фазовое состояние водонефтегазовой смеси в зоне исследования. Дебит скважины и процентное содержание воды определяются по показанию поверхностных приборов или по анализу проб, отбираемых со скважины, а фазовое состояние смеси в призабойной зоне — по сопоставлению забойного давления и давления насыщения. Последние данные необходимы для правильного подбора прибора и его пакерующего элемента, а также для учета при необходимости дополнительных погрешностей измерения.

Кроме того, желательно знать о наличии столба воды в нефтяной скважине, перекрывающей часть фильтра, и уровень этого столба, который может вносить существенную погрешность в измерения, особенно на показание беспакерных расходомеров

Статические характеристики приборов должны иметь количественные значения нижнего и верхнего пределов измерения.

Спуск и подъем прибора в фонтанную скважину производится обычно  при закрытой выкидной задвижке со скоростью не более 2500 м/ч без резких торможений.

После выхода прибора из воронки насосно-компрессорных труб скважина открывается, и замеры желательно начинать не раньше, чем через 10-15 мин. после открытия скважины.

Для обеспечения точной привязки результатов измерения к глубинам расходомер необходимо спустить в скважину совместно либо с приставкой для измерения интенсивности гамма-излучения (гамма-каротажа), либо с локатором муфт.

Интегральный профиль притока (или поглощения) мы получаем (рис 421) при поинтервальном исследовании скважины с помощью скважинных расходомеров в зоне перфорации. Подобная кривая может быть построена как при непрерывном протягивании прибора в зоне перфорации, так и при точечных измерениях при остановленном в отдельных точках скважинном приборе. Скорость протяжки прибора при снятии расходограммы не должна превышать 200 м/ч. Наиболее достоверные результаты могут быть получены при точечных измерениях, т.к. в этом случае, во-первых, наблюдается постоянство коэффициента пакеровки и, во-вторых, отсутствует влияние движения прибора на его показания.

Результаты, полученные при протягивании прибора в зоне измерения, необходимо принимать как ориентировочные. Это в одинаковой степени относится как к пакерным, так и беспакерным приборам.

О погрешностях, возникающих при смещениях прибора относительно оси ствола скважины, и влиянии изменения коэффициента пакеровки было уже сказано выше. Они проявляются в процессе протягивания прибора по скважине. Для повышения достоверности измерений необходимо исследования путем непрерывного протягивания прибора дублировать точечными измерениями в промежутках между интервалами перфорации и в тех точках, где имеются большие приращения притока (или поглощения).

Запись показаний пакерного прибора желательно производить через одну-две минуты после раскрытия пакера.

Если показания прибора при точечных замерах неустойчивы, то обычно берется среднее арифметическое значение показаний:

где - текущее значение показаний,

 k – число замеров.

Кривые восстановления или затухания расхода (рис. 4.22) снимаются в

переходных режимах (открытия или закрытия скважины) прибором, остановленным на интересующей глубине. Такие кривые снимаются либо с помощью аналогового регистратора станции в координатах «время -расход», либо цифровой записью в виде «порядковый номер замера время-расход».

Очень часто кривые затухания (падения) расхода записывают одновременно (или поочередно-последовательно) с кривыми восстановления давления (на забое, на устье или в затрубном пространстве).

Первичный материал по исследованию скважин расходомером может быть представлен либо в виде графиков, показанных на рис, 4.21 (когда снят интегральный профиль притока или поглощения), или на рис. 4.22 (когда снята кривая восстановления или затухания расхода), либо соответственно в виде табл. 4.7 или 4.8.

Таблица 4.7

Результаты исследования скважины но построению профиля притока (поглощения)

Таблица 4.8

Результаты исследования скважины по построению кривой восстановления (затухания) расхода

Кроме того табл. 4.8 и рис. 4.22 должны иметь сведения о глубине которой относятся полученные данные.

Имея в ввиду рис.4 21,а, пласт или группа пластов разбивают на участки где наиболее резко изменяется приток (или поглощение), и строится дополнительно (желательно рядом с основной диаграммой) график удельного расхода (рис. 4.21, б) для определения мест притока по стволу скважины. С этой целью из основной диаграммы находят:

где qt — удельный расход, мЧсут-м;

и™ ??™„, — соответственно расход в верхней и в нижней точках выбранного интервала глубин, мсут,

А - величина выбранного интервала, м.

Таким образом, определяется но отдельности расход (дебит) притекающей жидкости из отдельных участков ствола скважины.

Примеры построения профилей притока нефтяных скважин приводятся на рис. 4.23.

Наиболее типичная ин i егральная кривая профиля притока показана на рис. 4.23, а.

Имея такие первичные результаты исследования, нетрудно построить дифференциальную кривую притока.

Очень часто встречаются дифференциальные кривые притока и приемистости, которые построены без учета особенностей измерительной аппаратуры и условий в скважине и в пластах. Например, разбивают интервалы при i ока (приемистости) на участки, которые точно повторяет шаг исследования (расстояние между отдельными рядом лежащими точками, в которых произведены измерения расхода)

Разбивку интервалов притока (приемистоеш) нужно осуществляв с учетом всех факторов, когорыемогуг оказать влияние на первичные результат ы исследования. Прежде чем прис тупить к пос троению дифференциальной кривой, нужно тщательно проанализировать и при необходимости откорректи-роват ь интегральную кривую при тока (приемистости) Кривая на рис. 4.23, б представляет собой «интегральную кривую», построенную одной из производственных партий по исследованию скважин. Без анализа и корректировки данной кривой практически невозможно построить дифференциальную кривую. Если интерпретировать данный материал по общепринятой схеме, т, е. построить интегральную кривую, как средневзвешенную всех точек, полученных при исследовании, то будем иметь кривую 2. Тогда дифференциальный профиль будет представлять совокупность заштрихованных прямоугольников

Рели *е учесть, что характер расположения точек первичного резуль-

сследования говорит о том, что данное исследование проведено с помо-

ТЗТ пасходомера с нестабильным коэффициентом пакеровки, то можно

UIb -ти к следующему заключению. Из всех точек, полученных при изме-

ях наиболее достоверными являются крайние точки, расположенные с

ои стороны Остальные точки соответствуют измерениям, проведенным

и неполном перекрытии колонны из-за несовершенства пакера. Отсюда

екает, что наиболее вероятным интегральным профилем данной скважины

впяется кривая 3. Тогда ранее построенный дифференциальный профиль

изменит свой вид, г. е. кранним гфофилям двух нижних пластов (1670,5-1675;

1679,5-1684,5 м) добавляются незаш грихованные прямоугольники, а верхний

пласт (1660 -1664,3 м) «перестанет» отдавать продукцию.

Представим, ч ю на данной диаграмме отсутствовали такие точки, как А Б, В, Г. В таком случае, вряд л и можно было бы прий i и к описанному выше заключению, что, по нашему мнению, является наиболее достоверным.

Расположение точек на диаграмме (рис. 4.23, в) в основном не вызывает особых трудностей при построении интегрального профиля. Однако группа точек, находящихся в области А, резко выделяется от других точек, расположенных выше и ниже этого участка.

Если допускать, что отклонение точек в вышележащих интервалах в сторону меньших расходов связано с нестабильностью коэффициента пакеровки, то смело можно построить интегральный профиль вида кривой 1. При этом следует вывод, что вся продукция нижнего пласта притекает из небольшого участка его подошвы; на дифференциальном профиле это оформляется в виде прямоугольника, выделенного цирих-пунктиром. Однако такая интерпретация явно ошибочна. Во-первых, точки расположенные выше и ниже этого участка не имеют больших разбросов, и соединение их между собой дает монотонную кривую с ростом расхода снизу вверх. Во-вторых, на других участках интегрального профиля о 1сутствуют точки, сильно отделившиеся oi основной массы точек в сторону меньших расходов. Все это говорит о том. что коэффициент пакеровки прибора стабилен и не может быть причиной отклонения точек области А.

Причиной отклонения точек, расположенных в области А, является другая особенность скважинных расходомеров турбинного т ипа, связанная с тем, что в интервалах интенсивного притока на измерительную турбинку воздействуют поперечные струи потока жидкости, вытекающие из перфорационных отверстий. В зависимости от обстоятельств это явление может привести к ложному увеличению или уменьшению расхода, что связано не только с изменением числа оборотов, но и крутильными колебаниями тур-бинки под воздействием боковых струй.

Итак, с учетом описанного факта истинный интегральный данной скважины будет иметь вит кривой 2, а дифференциальный профй бузе г представлять собой совокупность заштрихованных прямоугольников

Здесь рассмотрены чва гипичных примера учет а особенностей измеп, тельной аппаратуры при расшифровке первичного материала иссчедованио скважин Однако на практике могут встретигьсяразличные виды первичных диаграмм, искаженных пот влиянием тех или иных факторов

При обрабогке первичного материала нужно учитывать также втияние изменения вязкости жидкост и на показание скважинных расходомеров В зави симости от конструкции пакера и величины калиброванных шунтирующих отверстий изменение вязкосш можег привести к изменению статической характеристики расходомера в сторону как уменьшения, так и увеличения коэффициента преобразования отношения числа оборотов к величине измеряемого расхода Следовательно для учета влияния изменения вязкости жидкости на показания расходомера при обработке материалов исследования скважин необходимо иметь с одной стороны известное нормированное значение погрешностей от вязкости для используемого прибора и с другой стороны сведения о вязкости нефги и о состоянии водонефтяной эмульсии в сiволе исследуемой скважины

При обработке первичного материала важно знать фазовое состояние во тонефтегазовой смеси Как известно, турбинные расходомеры являются измерителями объемного расхода и, сдедовательно, выделение i азовой фазы из смеси в зоне измерения расхода может привести к очень большим значениям погрешности

При проведении промысловых исследований с помощью скважинных расходомеров и обработке результатов важно обращать внимание на техническое состояние обсадной колонны и цемен гного кольца

Основная кривая восстановления (затухания) расхода в зависимости от решаемых задач может быть обработана в логарифмических и полулоы-рифмических координатах [28,42 100 и др ]

Кратко остановимся на одном вопросе принципиально возможного ошибочного заключения из-за особенностей измерительной аппаратуры

[рафики изменения продолжающегося приюка жидкости в ствол скважины после ее закрытия приведены на рис 4 22 Кривая показывает общий приток жидкости во времени, снятый скважинным расходомером установленным в точке А а кривая 2 — приток жидкости из интервалов, находящихся ниже точки Б Как геометрическая разность кривых 1 и 2 с гроится кривая 3, показывающая изменение притока жидкости во времени из интервалов, находящихся выше точки Б Как показано в работе [28J, по этим кривым, обработанным совместно с кривыми изменения давления, можно

ть ценные сведения о совместно эксплуатируемых пластах Следо-|1°J до от качества производства самих исследовании и обработки резуль-зависит достоверность заключений о пластах Точки В и Г на кривой 2 4 22) находятся за пределами измерения скважинного расходомера, т к еренные расходы меньше нижнего предела измерения прибора В этой , асти ^мерительная турбинка работает в неустойчивом режиме из-за оазмерносш величин тормозящих моментов, приложенных к ней, и полез-Ого момента от воздействия потока Поэтом> точки В и Г в действительности мог i быть рас положены несколько выше Данное обстоятельство может повлиять на характер кривых 2 и 3, счедовагечьно, приведет к изменению наших преде тавлений о совместно эксплуатируемых пластах

Термокондуктивная расходометрия (СТД).

Исследования скважинным термодебитомером с в комплексе с другими приборами.

Термокондуктивная расходометрия основана на применении в качестве индикатора движения и состава флюидов термоанемометра с прямым или косвенным подогревом. Применяется она для определения:

- интервалов притока или приемистости флюидов;

- негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

- разделов фаз в стволе скважины.

Чувствительным элементом термокондуктивных расходомеров является датчик-резистор, нагреваемой электрическим током до температуры, превышающей температуру среду. Набегающий поток флюида охлажадет датчик, изменяя его активное сопротивление. Непрерывная кривая расходометрии представляет собой изменение этого сопротивления. Характеристика преобразования термоанемометра нелинейна и близка к экспоненциальной, поэтому его чувствительность падает с увеличением скорости потока. Измеряемая величина – электрическое сопротивление (температура, частота). Основным видом измерений является непрерывная регистрация, дополнительным – измерения в точках. Диаграммные измерения проводятся по исследуемому интервалу со скоростью 200 м/час.

Для выделения интервалов притоков или приемистости перфорированных пластов в исследуемый интервал включают эти и прилегающие пласты на 20-30 м выше и ниже интервалов перфорации. При этом исследования скважинным термодебитомером проводятся в комплексе с термометрией, влагометрией, плотнометрией, а также с некоторыми геофизическими методами коллекторской характеристики пластов (ГК, НГК).

Негерметичность обсадной колонны устанавливают в неперфорированных интервалах ниже глубины спуска насосно-компрессорных труб. Для выявления перетоков по стволу скважины между перфорированными пластами измерения проводятся в остановленной скважине в процессе и после восстановления давления.

Недостатки метода термокондуктивной расходометрии связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважинк вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения, температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительностью к радиальной составляющей потока.

На рис. Показан пример определения мест негерметичности обсадной эксплуатационной колонны методом СТД. Исследования эти проводились в простаивающей скважине (кривая1) и после свабирования (кривая 2). На первой кривой нет аномалий, показывающих приток жидкости. В зумпфе скажины на глубине 1669,8 м отмечено скопление забойной грязи толщиной 1,4 м. Этот интервал, вследствие высокой вязкости застойной грязи, СТД отметил высокими показаниями. На кривой 2, записанной после свабирования и вызова притока, выделяется пять отметок нарушения эксплуатационной колонны: 1578 м, 1585 м, 1592 м, 1615 м, 1619 м ( на рисунке показаны стрелками). На этой диаграмме, в местах нарушения колонны четко проявился термокондуктивный эффект (Джоуля-Томсона) заметным снижением температуры, связанным с радиальным притоком жидкости в скважину. По этой кривой также отмечается скопление грязи на забое скважины ниже отметки 1669,8 м.

В комплексе этих исследований проводились замеры термометром высокой чувствительности. На контрольной термограмме (3), записанной до свабирования, весь интервал 1578,0-1619,0 м с нарушениями колонны отмечен пониженной температурой.

На термограмме (4), снятой после возбуждения скважины свабированием, интервал с нарушениями колонны отметился повышением температуры за счет притока из пластов более теплой воды, чем в колонне.

По диаграмме ГК (5) видно, что места нарушения колонны находятся в пределах пластов-коллекторов.

Комплекс исследований был дополнен диаграммой магнитного локатора муфт (6). На этой диаграмме забой отмечен на глубине 1672,4 м, что соответствует точке записи локатора. Но истинный забой находится ниже на 2,3 м (поправка на конструктивную длину скважинного прибор).

На рис. Приведен пример определения интервалов притока воды и нефти в работающей скважине по исследованиям прибором СТД в комплексе с термометром и влагомером. Исследования проводились малогабаритным комплексным прибором типа «Агат» диаметром 28 мм, спущенным в межтрубное пространство через специальное отверстие в план-шайбе на устье скважины. В скважине перфорированы два небольших интервала 1704,8-1705,8 м и 1708,8-1709,6 м. На диаграмме СТД (кривая1) четко выделяются два приточных интервала по снижению температуры за счет дроссельного эффекта (Джоуля-Томсона) – 1704,6-1706,0 м и 1708,8- 1709, 2 м, которые соответствует интервалам перфорации. По диаграмме влагомера (кривая 2) видно, что в нижнем интервале поступает вода, а в верхнем – нефть. Оба приточные интервалы выделяются на термограмме (кривая 3) заметным снижением температуры.

Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Ее применяют как метод для:

- выделение интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины;

- определения мест нарушения эксплуатационной колонны.

Скважинные приборы: ДГД – дебитомер глубинный дистанционный и РГД –расходомер глубинный дистанционный. Исследования выполняются в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения в применении заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потоков, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влияния на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений.

Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют пакерные и беспакерные расходомеры, первые – только для измерения потоков жидкости. При использовании пакера регистрация расхода только точечным способом, режим непрерывной записи диаграммы невозможен.

Механические расходомеры должны удовлетворять следующим требованиям:

- динамический диапазон ( отношение максимального измеряемого дебита к минимальному) для пакерных приборов – не менее 10, для беспакерных – не менее 50;

- коэффициент нелинейности – не более +/- 3%;

- нижний предел измерений для пакерных приборов – не более 5 м³/сут, беспакерных – 20 м³/сут.

Для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны непрерывную запись  проводят в неперфорированных интервалах. На участках изменений дебитов производят измерения по точкам.

На рис. Приведен пример определения интервалов притока жидкости по точченым замерам дебита прибором ДГД в скважину Сулеевской площади Ромашкинского месторождения. Наиболее интересными объектами в этой скважине являются интервалы перфорации 1704,8-1705,8 м, 1708,8 -1709,6 м. По данным магнитного локатора муфт текущей забой отбит на глубине ,8 м. В нижнем интервале перфорации отмечен приток жидкости (26 ипм/мин) 28,4 % от общего дебита скважины. Данные влагомера показывают, что в этом интервале поступает вода (низкие показания диэлектрической проницаемости жидкости). Верхний интервал перфорации характеризуется притоком нефти объемом 71,6 % от общего дебита скважины. Оба перфорированных интервала отмечены на диаграмме гамма-каротажа (ГК) как пласты коллектора.

Замеры дебитомером обычно комплексируются с термокондуктивной расходометрией и другими методами изучения притока. Для определения профиля притока или приемистости точечные измерения выполняются в интервалах исследуемых пластов через 0,2-0,4  м, а на участках малого изменения дебита – через 1-2 м. Контрольные измерения в пределах пласта проводят в отдельных точках по всей эффективной толщине пласта-коллектора. Целесообразно их проводить в интервалах небольших изменений дебитов.

Факторы, влияющие на показания расходомеров

Примеры расходомеров, используемыех в нагнетательных скважинах

Для исследования в основном нагнетательных скважин используются следующие разновидности беспакерных турбинных расходомеров.

Расходомеры (глубинные дистанционные) РГД-3 (рис. ) и РГД-5 (рис.) разработаны в БашНИПИнефти, предназначены для измерения расхода по пластам и пропласткам в нагнетательных скважинах, не оборудованных насосно-компрессорными трубами.

Чувствительным элементом прибора РГД-3 является турбинка 6, вращающаяся на пластмассовых опорах 7. Турбинка помещена в трубе 8, подвешенной к стойкам 1, 10 с помощью ребер 2. Вращение турбинки в потоке жидкости посредством магнитной муфты 5 вызывает колебания магнитной стрелки 4, которая, замыкая и размыкая контакты 3, прерывает электрическую цепь прибора. Прерыватель помещен в герметичной камере, изолированной от воздействия жидкости в скважине. Импульсы электрического сигнала по кабелю предаются на поверхность. Для изменения диапазона измеряемых расходов предусмотрены диффузоры различного сечения и сменные цилиндры 9.

В отличие от прибора РГД-3 расходомер РГД-5 может работать с пакером 5, выполненным в виде эластичной мембраны, и без пакера.. Прибор снабжен верхним 1 и нижним 6 центраторами, основной рабочий орган которых – резиновые пальцы 2. В качестве преобразователя числа оборотов турбинки в электрические сигналы служит магнитоуправляемый герметичный контакт 3, взаимодействующий с магнитом 4, установленным на оси турбинки.

В качестве вторичного прибора для обоих расходомеров используется унифицированный блок прибора РГД-2М.

Расходомер (глубинный дистанционный) РГД-4 (рис.) разработан БашНИПИнефтью и ВНИИнефтепромгеофизикой. Предназначен для измерения расхода по пластам и пропласткам раздельно в нагнетательных скважинах, оборудованных насосно-компрессорными трубами.

Расходомер РГД-4 измеряет величину скорости жидкости в точке нахождения прибора относительно геометрической оси сечения обсадной колонны скважины, поэтому при определении расхода необходимо учитывать диаметр колонны.

Турбинка 4, служащая чувствительным элементом расходомера размещена в измерительном канале 6 и установлена на подпятниках 1,5.

Число оборотов турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью электроуправляемого контакта 2, взаимодействующего с магнитом 3, установленным на оси турбинки.

Расходомер снабжен ромбовидным складным центратором 9, служащим для центрирования прибора относительно геометрической оси скважины. После выхода прибора из насосно-компрессорных труб центратор за счет упругости пружины 7 расправляется с помощью толкателя 8, упирающегося на рычаги 10 центратора. Нижняя обойма 12 центратора при этом по направляющей 11 перемещается вверх.

В качестве вторичного прибора используется унифицированный блок РГД-2М.

Техническая характеристика приборов

                                                                                 РГД-3         РГД-5

Пределы измерения, м³/сут:              

         с пакером                                                                             30-1000

         без пакера                                                              50-3000 100-2400

Предел основной приведенной погрешности, %:

          с пакером                                                                                    2,5%

        без пакера                                                                     5                5

Температура окружающей среды для

скважинного прибор, ⁰С                                                        120           120