по данным расходометрии

Лабораторная работа №1

Построение профиля расхода (приемистости) по разрезу скважины

по данным расходометрии

Цель работы: Провести обработку данных механической расходометрии и построить интегральный и дифференциальные профиля.

Теория: Измерения скорости потока жидкости по стволу скважины с целью определения характера (профиля) притока жидкости в эксплуатируемых нефтяных скважинах или профиля расхода (приемистости) воды в нагнетательных скважинах, проводятся термокондуктивными и механическими расходомерами.

Рис.2. Градуировочная кривая механического расходомера. 1 – передаточная характеристика идеального датчика; V_пор – порог срабатывания датчика (начало вращения), V₁ < V_раб < V₂ – диапазон рабочих скоростей датчика.  

В механическом расходомере используется датчик турбинного типа – свободно вращающаяся вертушка. Вертушка преобразует скорость движения потока вдоль оси скважины в скорость вращения турбинки (рис.1). На оси турбинки находится магнит, который управляет работой тахометрического преобразователя (геркона). При каждом повороте магнита геркон замыкает и размыкает электрическую цепь, т.е. вращательное движение турбинки преобразуется в электрические импульсы, которые по

Рис.1. Принцип действия скважинного механического расходомера

кабелю передаются на поверхность. На один поворот вертушки получают два импульса – на оси находится два магнита. Таким образом, по данным механического расходомера измеряются обо­роты турбинки n об/мин или имп/мин. Скорость вращения вертушки пропорциональна объемному расходу смеси в скважине. Для перевода импульсов в физическую величину необходимо провести калибровку прибора на расходомерном стенде. Каждый расходомер снабжается градуировочной характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного дебита скважины Q (м³/сут) (рис.2).

Как видно из градуировочной кривой, реальный датчик скорости потока имеет порог страгивания (порог чувствительности, под которым понимают тот расход воды в м³/сут, начиная с которого расходомер начинает устойчиво вращаться), который возникает за счет наличия трения покоя в подшипниках оси турбинки и тормозящего эффекта от взаимодействия магнита на оси турбинки с датчиком оборотов. Дополнительный тормозящий эффект возникает при нарушении статической балансировки турбинки, особенно сильно проявляющийся в наклонных и горизонтальных скважинах. Превышение скорости потока выше V₂ приводит к искажению линейной зависимости за счет эффекта «проскальзывания» жидкости относительно турбинки или просчитывания оборотов оси турбинки датчиком магнитного поля.

Диаметр беспакерных скважинных расходомеров 36, 42 мм. Измерения проводятся в обсадной колонне диаметром 122-146 мм. Основной поток жидкости движется мимо прибора, поэтому порог чувствительности расходомера меняется от 20 до 50 м³/сут. Для снижения порога чувствительности расходомеров до 3-7 м³/сут используют раскрывающуюся вертушку диаметром 60 мм или пакерные расходомеры.

Пакер – это устройство для перекрытия сечения колонны, обеспечивающее пропуск основной части потока флюида через датчик. При раскрытии пакера резко повышается скорость движения потока через турбинку. Имеются расходомеры с металлическим и матерчатым пакером. Измерения прибором с металлическим пакером могут проводиться как на точке, так и на протяжке, с матерчатым пакером – только по точкам. Пакерующее устройство состоит из собственно пакера и силового привода для раскрытия и закрытия пакера.

Исследования в добывающих и нагнетательных скважинах должны проводятся лишь при установившемся режиме работы скважины, находящейся в надлежащем техническом состоянии. Если указанные требования выполняются, целью исследования скважин расходомерами является выделение интервалов притока или приемистости. Данные расходометрии могут быть использованы для распределения общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами, а так же для получения профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам.

Исследования беспакерным расходомером включает запись непрерывной кривой и замер на точках. С целью снижения порога чувствительности прибора он движется на встречу потоку смеси. Непрерывная диаграмма записывается в интервалах перфорации и прилегающих к ним 10-20 метровых участков ствола. Точечные измерения проводятся в перемычках между пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации на участках, характеризующихся постоянством показаний прибора на непрерывной кривой. При исследовании потока в стволе скважины расходомерами получают интегральные профилеграммы и на их основе строят дифференциальные профили. Интегральная профилеграмма характеризует изменение расхода по всему интервалу приемистости, дифференциальная – показывает величину приемистости, приходящейся на единицу толщины пласта.

Профилем притока, или приемистости, называют график за­висимости количества жидкости Q,поступающей из единицы толщины (или в нее) эксплуатируемого разреза, 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). Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода – установление работающей толщины пласта и оценки в дальнейшем коэффициента охвата залежи системой разработки.

Интегральные профилеграммы строят по результатам точеч­ных измерений. Первичные интегральные профилеграммы требуют коррек­ции, так как часто искажаются под влиянием различных при­чин, основные из которых следующие: измерение профилей притока или приемистости производят при неустановившемся режиме работы скважины после ее пус­ка или при периодическом фонтанирующем режиме ее работы, признак такого искажения – кажущийся приток жидкости или поглощение ее в неперфорированной части разреза (рис.3, а); влияние вихревого движения жидкости приводит к появле­нию провалов на профиле при согласном направлении враще­ния жидкостного вихревого потока и углов атаки лопастей турбинки (рис.3, б) или превышений при встречном направле­нии вращения вихревого потока (рис.3, в); нестабильность работы расходомера и непостоянство коэффициента пакеровки прибора, перепад давления на приборе (рис.3, г); непостоянство физических свойств двухфазного потока, в ос­новном вязкости и плотности флюидов, и их влияние на коэффициент пакеровки; различие скоростей составляющих потока от средней его скорости движения в колонне; неправильная привязка дебитограммы по глубинам к интер­валу перфорации (рис.3, д).

Рис.3. Примеры искажений профилеграмм и коррекции их формы

Профили: 1 – зарегистрированные, 2 – исправленные; 3 – интервалы перфорации; дифференциальные профили: 4 – искаженные, 5 – исправленные.

Дифференциальный профиль строят на основе откорректиро­ванной интегральной профилеграммы по расчетным значениям удельного дебита (расхода) q_i с помощью формулы q_i = Q_imax – Q_imin / Δl, где Q_imax и Q_imin – соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам 1_верх и 1_ниж; Δl = 1_ниж – 1_верх – величина выбранного интервала. По этому профилю определяют расход жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис.4).

Рис.4. Пример выделения работающих интервалов по данным расходометрии построения дифференциальных профилей по механическому расходомеру.

1 – интервал перфорации; 2 – дифференциальный профиль; 3 – кривая дебитомера.

Характер профилей притока и расхода позволяет судить о необходимости проведения работ по интенсификации притока, а также несет информацию о толщине работающей части пласта. Поскольку данные расходометрии характери­зуют работу фильтра, т.е. каким образом поток закачиваемой воды поступает из ствола скважины в пласт, то показания расходомера зависят от состояния призабойной зоны и загрязненности перфорационных отверстий. Анализ результатов измерений методом расходометрии показывает, что вследствие плохой подготовки скважин к исследова­ниям, загрязненности забоя и НКТ вертушка расходомера часто забивается и в результате по ряду скважин данные расходометрии искажены или отсутствуют. Поэтому наряду с высокой эффективностью гидродинамического расходомера, он имеет следующие недостатки: сложная механическая конструкция, низкая чувствительность к малым расходам, отказы при наличии в жидкости механических примесей (песка, глинистых частиц и т.д.). В связи с этим интерпретация механических профилеграмм должна осуществляться в комплексе с термометрией и термокондуктивными расходомерами.

К достоинствам термокондуктивного расходомера (СТИ) следует отнести простоту конструкции, высокую чувствительность в диапазоне низких и средних дебитов (может выделить притоки с дебитом 0,5-1 т/сут) и неподверженность влиянию загрязняющих механических примесей. Основной частью термокондуктивного расходомера является нагреваемый до температуры, превышающей температуру окружающей среды (примерно на 20^оС), электрическим током датчик. Поток жидкости, охлаждая датчик, меняет его сопротивление. По изменению сопротивления судят о скорости потока. Запись осуществляется при подъеме прибора со скоростью 100-120 м/ч. Чем выше скорость движения потока в стволе скважины, тем меньше температура датчика.

Однако наряду со скоростью потока на показания термокондуктивного расходомера влияют ряд таких факторов, как состав жидкости в стволе, режим течения, геометрия обтекания датчика потоком, диаметр скважины и колонны и т.д., которые не могут быть учтены при интерпретации полученных резуль­татов. Это не позволяет использовать данные этого расходомера для получения количественной информации о дебитах отдельных интервалов. Поэтому при исследовании добывающих и нагнетательных скважин термокондуктивный расходомер является индикатором притока, который позволяет выделить работающие интервалы без количественной их оценки, выявлять места негерметичности обсадной колонны. Количественная оценка расхода (дебита) возможна только при исследовании скважин с однофазным потоком.

На рисунках показан пример применения механического и термокондуктивного расходомеров в комплексе с другими методами термометрии и состава притока в добывающей и нагнетательной скважинах.

ГИС при компрессировании

ГИС при нагнетании

Задание: Построить на миллиметровой бумаге формата А4 интегральный и дифференциальный профиля приемистости (расхода). На дифференциальном профиле указать, сколько процентов приходится на каждый интервал.

Ход работы: 1. По формуле рассчитать цену деления. Если максимальные показания счетчика не даны, то для расчета цены деления из столбца данных n выбирается максимальное значение. Все расчеты проводить в тетради.

2. По формуле рассчитать интегральный профиль.

3. По формуле рассчитать дифференциальный профиль.

4. По результатам проведенных расчетов заполнить таблицу

№ п/п

Глубина l, м

Показания счетчика n, имп/мин

Qi, м^3/сут

qi, м^3/сут

5. По дифференциальному профилю рассчитать, сколько процентов приходится на каждый интервал.

6. На миллиметровке формата А4 построить в одном масштабе глубин по оси y интегральный и дифференциальный профили. По оси х Q и q (м³/сут).

7. Ответить на контрольные вопросы письменно в тетради

8. Оформить проведенную работу как показано на примере.

Пример:

№ п/п	Глубина l, м	Показания счетчика n, имп/мин
	1666,0
	1666,5
	1666,8
	1667,0
	1667,3
	1667,5
	1667,8
	1667,9
	1668,0
	1668,2
	1668,5

Вариант 1

Q^max = 230 м³/сут, n_max = 134 имп/мин,

1. 
2. м³/сут Q₂ = 1,72∙105 = 180,6 м³/сут

Q₃ = 1,72∙92 = 158,24 м³/сут Q₄ = 1,72∙79 = 135,88 м³/сут

Q₅ = 1,72∙79 = 135,88 м³/сут Q₆ = 1,72∙79 = 135,88 м³/сут

Q₇ = 1,72∙50 = 86 м³/сут Q₈ = 1,72∙48 = 82,56 м³/сут

Q₉ = 1,72∙21 = 36,12 м³/сут Q₁₀ = 1,72∙9 = 15,48 м³/сут

Q₁₁ = 1,72∙0 = 0 м³/сут

1. м³/сут м³/сут

q ₃ = 158,24 – 135,88 = 22,36 м³/сут q ₄ = 135,88 – 135,88 = 0 м³/сут

q ₅ = 135,88 – 135,88 = 0 м³/сут q ₆ = 135,88 – 86 = 49,88 м³/сут

q ₇ = 86 – 82,56 = 3,44 м³/сут q ₈ = 82,56 – 36,12 = 46,44 м³/сут

q ₉ = 36,12 – 15,48 = 20,64 м³/сут q ₁₀ = 15,48 – 0 = 15,48 м³/сут

q ₁₁ = 0 м³/сут

№ п/п	Глубина l, м	Показания счетчика n, имп/мин	Qi, м^3/сут	qi, м^3/сут
	1666,0		194,36	13,76
	1666,5		180,6	22,36
	1666,8		158,24	22,36
	1667,0		135,88
	1667,3		135,88
	1667,5		135,88	49,88
	1667,8			3,44
	1667,9		82,56	46,44
	1668,0		36,12	20,64
	1668,2		15,48	15,48
	1668,5

5. Σ q_i = 194,36 м³/сут = 100 %;

1. (13,76∙100)/194,36 = 7 % 2. (22,36∙100)/194,36 = 11,5 %

3. (22,36∙100)/194,36 = 11,5 % 4. (0∙100)/194,36 = 0 %

5. (0∙100)/194,36 = 0 % 6. (49,88∙100)/194,36 = 25,6 %

7. (3,44∙100)/194,36 = 1,8 % 8. (46,44∙100)/194,36 = 24 %

9. (20,64∙100)/194,36 = 10,6 % 10. (15,48∙100)/194,36 = 8 %

11. (0∙100)/194,36 = 0 %

6.

Глубина l, м	Показания счетчика n, имп/мин	Qi, м^3/сут	qi, м^3/сут
1666,0		194,36	13,76
1666,5		180,6	22,36
1666,8		158,24	22,36
1667,0		135,88
1667,3		135,88
1667,5		135,88	49,88
1667,8			3,44
1667,9		82,56	46,44
1668,0		36,12	20,64
1668,2		15,48	15,48
1668,5

		11,5%
		11,5%
		25,6%
		24%
	10,6%

7%

8%

относящегося к гсход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин

Дата добавления: 2015-07-19