Дебитометрия и расходометрия скважин

 

 

 

Реферат

На тему: «Дебитометрия и расходометрия скважин»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

1) Дебитометрия и расходометрия

2) Определение дебита и приемистости скважин

3) Изучение профилей притока и приемистости

4) Вывод

5) Список литературы

 

ДЕБИТОМЕТРИЯ И РАСХОДОМЕТРИЯ

Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расходы воды, нагнетаемой в скважину, дебитомерами — притоки нефти, газа и их смеси с водой.

Дебитомеры и расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации — автономные (регистрация сигналов осуществляется внутри прибора) и дистанционные (сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность), по условиям измерений — на пакерные и беспакерные.

 Механические дебитомеры (расходомеры)

В механических дистанционных дебитомерах и расходомерах обычно используются преобразователи скорости потока жидкости. Чувствительным элементом служит турбинка вращающаяся набегающим потоком того или иного флюида (рис. 2.1). Скорость вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока. На роторе турбинки укреплен кольцевой магнит, взаимодействующий с магнитной стрелкой. Вторая колеблется вокруг оси. Один оборот кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки между упором и неподвижным контактом, в результате чего замыкается и размыкается токовая цепь.

Рис. 2.1 Схема магнитного прерывателя тока механического глубинного расходомера при замкнутой (а) и разомкнутой (б) цепях.

Для увеличения времени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит дополнительный магнит. При замыкании цепи в линию связи поступает электрический импульс тока. Скорость вращения турбинки пропорциональна величине измеряемого дебита жидкости или газа. Следовательно, чем выше дебит, тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Контактный магнитный прерыватель тока обеспечивает стабильную работу прибора при скорости вращения турбинки до 3000 об/мин. Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором.

Пакер (рис. 2.2, а) служит для перекрытия сечения скважины и для направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи. Регистрацию данных производят либо в непрерывном («напротяжке»), либо в поточечном (замеры «по точкам») режимах. Для увеличения чувствительности расходомера в последнее время широко применяются модули с раскрывающимися вертушками (рис. 2.2, б).

Рис.2.2 Устройство механических расходомеров. а – с раскрывающимся пакером; б – с раскрывающейся вертушкой (1 – в НКТ, 2 – 2 колонне).

 

 

Методика проведения исследований скважин механическими дебитомерами и расходомерами заключается в следующем. Прибор опускается в скважину до кровли верхнего перфорированного пласта и при открытом пакере или центраторе производятся периодические отсчеты и запись показаний. При этом регистрируются показания калибратора, нулевые линии и показания суммарного дебита. Затем при закрытом пакере прибор опускается на забой. При подъеме прибора с прикрытым пакером со скоростью 60-80 м/ч записывается непрерывная диаграмма до воронки насосно-компрессорной трубы (НКТ). По данным полученной непрерывной дебитограммы намечают положения точечных измерений дебита. На участках кривой с резкими изменениями дебита, расстояния между точками наблюдения выбирают через 0.4 м, на участках с малыми изменениями дебита — через 1-2 м. Измерения на точках выполняют с полностью открытым пакером в течение 1 мин. При перемещении прибора на другую точку пакер прикрывают.

Механические дебитомеры и расходомеры позволяют:

1) определять  общий дебит или расход жидкости  по пластам;

2) получать  профиль притока и приемистости  жидкости по мощности

перфорированного пласта в эксплуатационных и нагнетательных

скважинах;

3) осуществлять  контроль за техническим состоянием скважин;

4) определять  перетоки между перфорированными пластами после

остановки скважины.

Преимущество механических дебитомеров — их малая чувствительность к составу протекающего флюида. Недостатком механических расходомеров является их низкая пороговая чувствительность, поэтому часто подошва работающего интервала отбивается выше нижней границы перфорированного участка, а малые притоки или поглощения жидкости могут оказаться незафиксированными. Невозможно проводить исследования механическими дебитометрами в случае, если флюид «загрязнен» какими-либо механическими примесями. В связи с этим интерпретация механических профилеграмм должнаосуществляться в комплексе с терморасходограммами и кривыми высокочувствительной термометрии. А так же непригодность для изучения потоков загрязненных жидкостей.

Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры)

Термокондуктивные расходомеры работают по принципу термоанемометра. Т.е. их работа основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. В поток скважинной жидкости помещается спираль, нагреваемая постоянным стабилизированным током до температуры, превышающей температуру окружающей ее среды. Эта же спираль-термосопротивление является датчиком дебитомера и расходомера. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает спираль и тем самым изменяет ее активное сопротивление. Температура датчика колеблется в зависимости от скорости движения охлаждающей жидкости. Фиксируя изменение сопротивления термодатчика, получают кривую термокондуктивной дебитометрии (расходометрии). Величина теплоотдачи термосопротивления зависит также от тепловых характеристик среды, силы тока, диаметров скважины и колонны. В скважине с постоянным диаметром и однородной средой на теплоотдачу термосопротивления влияет только средняя линейная скорость потока, что позволяет измерить его скорость и построить профиль притока или поглощения флюида.

 Термокондуктивные дебитомеры (расходомеры) типа СТД обладают более высокой чувствительностью, не вносят гидродинамических сопротивлений в поток, имеют высокую проходимость в скважинах из-за отсутствия пакера, не подвержены влиянию загрязняющих механических примесей и надежны в работе. Однако показания термокондуктивных дебитомеров (расходомеров) существенно зависят от состава смеси, протекающей по стволу скважины, поэтому термодебитограммы могут быть использованы для количественной интерпретации только при потоках однофазного флюида.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЕБИТА И ПРИЕМИСТОСТИ 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. Приемистость нагнетательных скважин оценивается по показаниям расходомеров, установленных на насосной станции. Однако, по показаниям поверхностных измерителей, можно судить о продуктивности и приемистости нефтенасыщенного коллектора, если он представлен одним пластом. Если залежь нефти сложена несколькими пластами, то однозначно решить эту задачу нельзя. Поэтому для послойных определений дебита и приемистости скважин используют данные, получаемые по результатам исследования скважин расходомерами.

Показания пакерного механического расходомера приводятся к поверхностным условиям

где Qвп – расход водоносного пласта, Qнп – расход нефтеносного пласта, Кпо – коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенный по воде на гидродинамическом стенде, Кпμ – коэффициент пакеровки для градуировочной кривой, построенной при вязкости жидкости μ в скважинных условиях; Qп – измеренное объемное значение расхода жидкости; , где bгн – объемное содержание газа в нефти (Vно – объем нефти с растворенным в ней газом при забойном давлении и температуре, Vн - объем нефти, измеренный на поверхности после дегазации). Величина bгн зависит от растворенного газа и изменяется в большинстве случаев от 1.05 до 1.2.

Коэффициент пакеровки прибора при пластовых условиях определяется , где Qп – расход жидкости, проходящей через сечение измерительного прибора, Q – общий измеряемый расход жидкости. 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. Суммарный приток жидкости Q и отдельно нефти ΔQн и воды ΔQв из этого интервала.

ИЗУЧЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКА И ПРИЕМИСТОСТИ

По результатам измерений механическими и термокондуктивными дебитомерами (расходомерами), а также по данным методом высокочувствительной термометрии и изотопов можно получить профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности работающего пласта.

Профилем притока или приемистости 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) или при движении ее вниз (профиль приемистости). Профиль — основной исходный источник информации о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза.

Изучение профилей притока или приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины и продолжается периодически в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин.

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).

При определении удельного расхода жидкости для каждой части разреза по точкам строится дифференциальных профиль, который строят по значениям удельного дебета ( в м3/сут/м): , где Qmax и Qmin – расходы соответственно в верхней и нижней точках выбранного интервала глубин (в м3/сут); – величина выбранного интервала исследований (в м).

По этому профилю оценивается расход жидкости для отдельных участков ствола скважины (рис. 3.1).

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. 3.2).

 

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.

Интервал l1-l2 разбивают на участки по Δli. На глубине lI расход жидкости составляет QI при содержании воды СвI. Находят количество воды, поступающей в скважину из этого участка пласта:

На графике удельного расхода, на участке lI-l1 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 lI – lII. Общий дебит на глубине lII составляет QII при содержании воды СвII. Проводят аналогичный расчет и устанавливают содержание воды и нефти в общем потоке жидкости:

Далее находят количество воды и нефти для участка lI – lII. Для этого из расхода воды и нефти в точке lII вычитают расходы по воде и нефти первого участка lI - l1 в отдельности, т.е.

Таким образом, определяют в отдельности расходы нефти и воды по сем участкам, которые наносятся на график удельного дебета (рис. 3.2).

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. 3.3. 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.