Профиль притока скважины

Профиль - приток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Профиль - приток

Cтраница 1

Профиль притока является основной исходной информацией о распределении контролируемой величины потока в стволе скважины вдоль вскрытого перфорацией продуктивного разреза. [1]

Профили притока ( и поглощения нагнетательных скважин) позволяют обоснованно выбирать участки пласта для селективного воздействия на них с целью повышения дебита. Другие участки ствола в работе не участвуют вследствие загрязнения пор пласта в процессе бурения. Следует отметить, что, по-видимому, профили притока в большинстве случаев характеризуют проводимость лишь приствольной части пластов, загрязненной в процессе бурения. [3]

Профили притока, снятые в одних и тех же скважинах при одинаковом режиме их работы, как правило, не повторяются. Это установлено многочисленными исследованиями на всех месторождениях, особенно детальные работы были выполнены по Мухановскому, Узеньскому, Ромашкинскому, Ме-гионскому, Западно-Сургутскому и другим месторождениям. При увеличении дебитов скважин, казалось бы, следует ожидать увеличения работающей мощности, однако по снятым дебитограммам такой закономерности не наблюдается. [4]

Снимались профили притока и излива. В результате экспериментов на 14-ти скважинах установлено, что увеличение объема закачки ( а, следовательно ] давления нагнетания) приводило к уве - - личению мощности, принимающей воду, уменьшение расхода воды - к уменьшению мощности. [5]

Изучение профилей притока или приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скважины я периодически продолжается в течение всего срока нахождения ее в составе действующего фонда скважин. [6]

Уточнение профилей притока и параметров газоотдающих интервалов осуществляется на основании динамического каротажа в специально оборудованных скважинах, имеющихся на всех УКПГ. [7]

Снятие профилей притока на нескольких режимах работы скважины с одновременным замером забойного давления на каждом из них позволяет определить для каждого пласта ( пропластка) величины коэффициента продуктивности ( или приемистости - для нагнетательных скважин) и текущего пластового давления. [9]

Исследование профиля притока или приемистости целесообразно проводить после снятия профиля температурных аномалий. Проверка режима работы скважины на стационарность позволяет исключить ошибки при измерении профиля. Нестационарность работы скважины проявляется в изменении величины потоков и соотношения фаз в стволе скважины во времени. Она может быть вызвана нарушением режима работы при спуске прибора. Признаками нестационарности режима работы скважины являются существенное изменение буферного давления, изменение дебита во времени. Следует различать два вида нестационарное работы скважины: пульсирующего периодического изменения притока и монотонного изменения его, вызванного нарушением режима, Пульсирующий режим истечения жидкости может наблюдаться при истощении энергии пласта и обводненности скважины в результате колебательных процессов в системе пласт - скважина. [10]

Измерение профилей притока или приемист ости в неустановившемся режиме работы скважины, вскоре после пуска ее или при периодическом фонтанирующем режиме работы. [11]

www.ngpedia.ru

Профиль притока на добывающих скважинах

ПГИ в добывающих скважинах при следующих способах вызова притока:

Азотно-компрессорной установкой
Струйным насосом
Фонтанированием
Свабированием

Азотно-компрессорной установкой

определение работающих интервалов
определение профиля притока
определение технического состояния скважины и интервалов ЗКЦ
определение состава поступающей жидкости, источников обводнения
расчет дебита по замерам РГД, КВУ, КП
определение гидродинамических характеристик пласта

Для большей эффективности производимых работ компания ГИС Нефтесервис разработала свою схему проведения данного вида исследований.

Применяемая техника и четко составленный план работ позволяют достигать необходимых депрессий и проводить регистрацию всех параметров с высокой точностью.

Вызов притока осуществляется в результате создания депрессии на забое скважины при помощи станции дожимной азотной
Отбор флюида из исследуемых пластов ведется до получения стабильного притока пластовой жидкости
В режиме стабильного притока пластовой жидкости выполняется комплекс геофизических исследований «приток-состав»
Для технологического и гидродинамического контроля освоения скважины и проведения геофизических исследований компоновка НКТ оборудуется автономными глубинными манометрами
После стравливания давления в скважине выполняется регистрация КВД/КВУ для определения гидродинамических параметров исследуемых пластов

Исследования скважин с несколькими активными пластами

Для проведения исследования в скважинах с несколькими пластами, нашей компанией была разработана методика, позволяющая осваивать, как и все пласты одновременно, так и селективно, что значительно повышает достоверность и качество получаемого материала.

Исследования с применением струйного насоса

Особенности:

снижение забойного давления и вызов притока из пласта
геофизические исследования в режиме заданных значений депрессий
многоцикловые гидродинамические исследования от меньших депрессий к большим (гидродинамическое зондирование) в установившемся и неустановившемся режимах
воздействие на пласт знакопеременными (циклическими) перепадами давлений и гидроударами

Преимущества:

создание депрессии приближенной при работе скважины на технологическом режиме
поддержание стабильного Рзаб длительное время
регулировка Рзаб с поверхности
можно использовать в скважинах с низким Нст
возможность создания переменно высокой и низкой депрессий на пласт
техническая и экологическая безопасность технологии

Ограничения:

после ГРП есть риск выхода из строя струйного насоса
при Рпл ниже Ргидр происходит поглощение пластами рабочей жидкости при остановке циркуляции

Исследования при фонтанировании

*Исследования на разных штуцерах * определение работающих интервалов * определение профиля притока * определение технического состояния скважины и интервалов ЗКЦ * определение состава поступающей жидкости, источников обводнения

Исследование при освоении свабированием

Решаемые задачи: * снижение уровня свабированием до проектной глубины при перфорации пласта на депрессии * запуск в работу скважины свабированием (освоение) с цикличеким отбором запланированного объема жидкости * отработка скважины свабированием после воздействия на пласт или его обработки * оценка «приток-состав» * после перфорирования: для оценки притока. По характеру и степени притока возможно определить дальнейший план работ, либо проводить ОПЗ либо повторную реперфорацию

gisns.ru

Исследование - профиль - приток

Cтраница 1

Методика исследования профилей притока газовых скважин в принципе сходна с методикой исследования нефтяных скважин. [2]

Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа ( дебита), называются дебитомерами, а для измерения поглощения ( расхода) - расходомерами. По принципу действия Скважинные дистанционные дебитомеры ( ДГД) и расходомеры ( РГД) бывают турбинные ( вертушечные), пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. [3]

Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. [4]

В состав прибора для исследования профиля притока 1 или приемистости должно входить устройство, позволяющее контролировать заданное положение прибора относительно пластов. Исследованиям должно предшествовать точное определение с помощью прибора ГК положения муфты относительно пластов с повышенной естественной радиоактивностью, положение которых относительно - продуктивных пластов известно. [5]

Эти исследования производятся по окончании исследования профиля притока без извлечения глубинного прибора из скважины. [6]

Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи путем исследования профиля притока ( поглощение) для определения работающих интервалов продуктивных пластов ( охвата разработкой), определения пластового давления по вскрытому разрезу, забойного и устьевого давлений ( буферного и в затрубном пространстве), установления пластовой температуры и физико-химических свойств добываемых жидкостей и газов в пластовых и поверхностных условиях. [7]

Успешность РИР по отключению отдельных интервалов пластов оценивается по данным исследования профиля притока в нефтяных скважинах глубинными дебитомерами или профиля приемистости в нагнетательных скважинах глубинными расходомерами. Степень снижения продуктивности самого пласта может быть оценена и по кривым восстановления давления. [8]

Поэтому возможности изучения характера выработки и обводнения продуктивных пластов путем исследования профилей притока и закачки, полученных исследованиями глубинными расходомерами и дебитомерами, весьма ограничены. [9]

Малогабаритный прибор предназначен для поинтервального измерения расхода жидкости в эксплуатационной колонне глубинно-насосных и фонтанирующих ( оборудованных лифтом малого диаметра) нефтяных скважин с целью исследования профиля притока. Прибор спускается под насос по межтрубному пространству. [10]

Для оценки результатов работ по сохранению и восстановлению коллекторских свойств пластов проводят комплекс гидродинамических исследований: исследование методом установивших-ся отборов ( не менее чем на трех режимах) с получением индикаторных диаграмм и коэффициентов продуктивности; исследование методом восстановления давления с определением состояния призабойной зоны и качества ( степени совершенства) сообщения скважины с пластом-коллектором; исследование профиля притока флюида к скважине для дифференцированной оценки качества работ. [11]

Выработка продуктивных пластов осуществляется крайне неравномерно. Исследования профилей притока и приемистости по скважинам показали, что выработкой охвачены в основном пласт Тл1а и небольшая линза пласта Тл1б в районе нагнетательной скв. На остальной площади пласты Тл 1б, Тлз при совместной разработке с пластом Тл1Э воду не принимают и не дают нефть, несмотря на высокое давление нагнетания. [12]

Как показывает анализ, выработка продуктивных пластов происходит крайне неравномерно. Исследования профилей притока и приемистости по скважинам показали, что выработкой охвачен в основном пласт Тл ] а и небольшая линза пласта Тл ] б в районе нагнетательной скв. На остальной площади пласты Тл1б, Тл2 при совместной разработке С ПЛаСТОМ ТЛ ] а воду не принимают и не дают нефть, несмотря на высокое давление нагнетания. [14]

www.ngpedia.ru

Профиль - приток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Профиль - приток

Cтраница 2

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени. [16]

Неустойчивость профиля притока жидкости в скважины по мощности объекта установлена путем исследования взаимодействия скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. [17]

Определение профиля притока флюидов в ствол скважины специалисты по промы-слово-геофизнческпм исследованиям считают одним го существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фгшьтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида. [18]

Определение профиля притока флюида в ствол скважины специалисты по промыслово-геофизическим исследованиям считают одним из существенных достижений промысловой геофизики. Причем результаты этих исследований по изучению профиля притока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработке. В принципе, если при вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно загрязнена, то по данным полевой геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида. [19]

Снятие профиля притока газа глубинным дебитомером в таких пластах показывает отсутствие притока газа или слабый его приток из интервала, насыщенного свободным газом. Если вышеуказанная точка пересечения кривых находится выше кровли газона-сьцеяного алеете, то в пласте гидратов нет. [20]

На профилях притока ( или приемистости), регистрируемых глубинными дебитомерами, резко различаются разные интервалы пласта по интенсивности поглощения воды или притока жидкости в скважину, что отображает неоднородность пласта по проницаемости. [21]

Сначала определяют профиль притока или закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом типа нафталина, а затем операцию повторяют. [23]

По данным профилей притока, снятых при соответствующих перепадах давления и дающих картину притока по разрезу скважины, определяют проницаемость прослоев по толщине и минимальное значение проницаемости прослоя, из которого при этом перепаде давления еще возможен приток нефти. [25]

Непрерывная запись профиля притока по глубине обеспечивает наиболее точные данные о положении трещиноватой зоны. Для таких исследований может с успехом использоваться скважинный верту-шечный расходомер с центральным расположением вертушки. Наиболее эффективно его применение в условиях однофазного течения в скважинах с высокими дебитами и / или с небольшими диаметрами обсадной колонны. [26]

Результаты анализа профилей притока и

www.ngpedia.ru

Определение - профиль - приток

Cтраница 1

Для определения профиля притока ( в эксплуатационных скважинах) или расхода ( в нагнетательных скважинах) по разрезу пласта применяются глубинные дебитомеры-рас-ходомеры. Обшая величина дебита или расхода жидкости измеряется на поверхности либо с помощью мерников, либо поверхностных расходомеров. [5]

Исследования по определению профилей притока в добывающих скважинах показали, что наибольший охват пластов процессом ( 40 - 70 %) отмечается в скважинах, находящихся непосредственно в зоне воздействия. В этих скважинах продуцируют нефтью пропластки не только высокой, но и средней проницаемости. [7]

Вследствие разной коллекторской характеристики определение профилей притока по пласту Bio при совместной его работе с верхними пластами осложнено тем, что при спуске НКТ с воронкой над пластом BI пласт Б10 не работает из-за противодавления на него столба пластовой или технической воды. [8]

Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фхшьтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются неправильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием исследователями геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальные проницаемости. [9]

Как правило, результаты определения профиля притока по отношению величин коэффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров интервалов притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются не правильно. Искажение результатов профиля притока связано с незнанием геометрии дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопроницаемых пропластков в дебите работающих интервалов через их вертикальную проницаемость. [10]

Результаты специальных газодинамических исследований по определению профиля притока показывают, что существенных изменений в положении работающих интервалов в процессе разработки не происходит. [11]

Основными задачами промыслово-геофизических исследований являются выделение газоотдающих интервалов и определение профилей притока газ

www.ngpedia.ru

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине - патент РФ 2505672

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры Т_р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Область техники

Предшествующий уровень техники

Параметры околоскважинного пространства определяются в условии наличия притоков при нестационарном режиме работы скважины на основании полученных температурных данных притока, которые, в свою очередь, могут быть получены как с помощью известных устройств, так и с помощью устройства, описанного в данном изобретении.

Так, нестационарный режим работы скважины характерен, в частности, для периода от момента начала работы скважины после длительного простоя, изменения дебита скважины, т.е. для ситуаций, когда температура притока (-ов) изменяется во времени.

Известно, что одним из параметров, количественно характеризующим призабойную зону, является скин-фактор скважины (S) - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами дополнительного сопротивления являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны и нелинейные эффекты, связанные с высокими скоростями течения флюидов в пористой среде в околоскважинной области.

Так, если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учетом погрешности определения: - 1<S<1), то приствольная зона пласта считается неизмененной, а скважина совершенной. Большая положительная величина скин-фактора S>1 свидетельствует о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины, что требует проведения дополнительных мероприятий по интенсификации притока (дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта и др.). Значительная отрицательная величина скин-фактора S<-1 наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т.д.).

В настоящее время известны способы гидродинамического исследования скважины (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984), позволяющие определить в том числе и величину скин-фактора. Однако эти способы, как правило, определяют величину среднего скин-фактора сразу для нескольких работающих продуктивных пластов и не позволяют установить факторы, определяющие величину этого скин-фактора, т.е. оценить параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны.

С другой стороны, из уровня техники известно (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965, стр.238), что температура втекающего в скважину флюида, даже из изначально изотермического пласта, изменяется со временем (в технической литературе этот эффект именуется нестационарным эффектом Джоуля-Томсона). Информация о скорости изменения температуры притока со временем может быть использована для определения параметров загрязненной околоскважинной области с пониженной проницаемостью (см. Yu.A.Popov, V.Р.Pimenov, V.V.Tertychnyi, Developments of Geothermal Investigations of Oil and Gas Fields, Oilfield review, spring 2001, pp.4-11).

Однако для всех продуктивных пластов, кроме самого нижнего, эту информацию практически невозможно получить из данных по температуре, получаемой при каротаже в стволе скважины. Кроме того, теория, приведенная в (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта М., Недра, 1965, стр.238), справедлива только для цилиндрически симметричного потока и напрямую не может быть использована для сложной пространственной структуры потока флюида в зоне перфорации.

Заявителем из предшествующего уровня техники не выявлены аналоги, в которых реализована возможность определения указанных параметров скважины с использованием измерений температуры флюида, поступающего в скважину из пласта в условиях нестационарного режима работы скважины.

Раскрытие изобретения

Техническим результатом настоящего изобретения явилось повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны) с использованием измерений температуры втекающего в скважину флюида при ее нестационарной работе, которые в дополнение к существующим, например, гидродинамическим методам дают более детальную и более точную оценку таких параметров.

Заявленный технический результат достигается тем, что изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры T_p начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:

где ₀- коэффициент Джоуля-Томсона, - вязкость флюида, - математическая константа, равная 3,14159, k_e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:

где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:

где P - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r_p - радиус перфорационного канала, n_р - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L_p - длина перфорационного канала, r_e - радиус внешней границы пласта, r_c - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t_s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:

где , - пористость, _mс_m и _fc_f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы (в отсутствие поровых флюидов) и флюида соответственно,

причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Так, для реализации заявленного способа определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине может быть использовано устройство для определения температуры втекающего в скважину флюида притока, описанное ниже.

Устройство для измерения параметров флюида притока (Фиг.1) состоит из корпуса 1, который содержит заднюю стенку 4, крышку 6 и боковые стенки 5, которые выполнены сплошными и герметично соединенными между собой. Задняя стена 4 выполнена из слабодеформируемого, теплоизолирующего материала; крышка 6 и боковые стенки 5 выполнены из упругодеформируемого теплоизолирующего материала, например, упругого пластика или из резины. Корпус 1 может быть дополнительно снабжен днищем 7 с как минимум одним отверстием 8. В этом случае, крышка 7 также герметично соединяется с задней 4 и боковыми стенками 5 корпуса 1.

Внутри корпуса 1 расположена объемная сетчатая структура измерительных ячеек 2, выполненная также из упругодеформируемого теплоизолирующего материала. Сетчатая структура имеет равную высоту измерительных ячеек. Каждая измерительная ячейка содержит датчик температуры 3 и является независимым измерительным элементом. Устройство снабжено прижимным элементом 9.

Устройство работает следующим образом.

Устройство опускают в скважину 10 и располагают на уровне продуктивного пласта в зоне поступления флюида притока в скважину 10 и осуществляют плотное прижатие устройства к стенке 11 обсадной колонны 10 с помощью прижимного элемента 9. В качестве прижимного элемента 9 может быть использована, например, пневмопружина или иное устройство с пневмо-, гидро- или электроприводом, способное осуществить плотное прижатие устройства к внутренней поверхности обсадной колонны 10. Радиус кривизны устройства в прижатом к стенке 11 обсадной колонны 10 состоянии совпадает с внутренним радиусом кривизны колонны 10.

В момент начала работы устройства все измерительные ячейки заполнены скважинным флюидом, и измеренная датчиками 3 температура флюида в ячейках будет иметь приблизительно одинаковую температуру, равную температуре скважинного флюида. Далее, в те измерительные ячейки, которые оказались напротив перфорационных каналов, будет поступать флюид продуктивного слоя, вытесняя тем самым находящийся в них скважинный флюид. Температура в таких измерительных ячейках измениться достаточно быстро за счет малого объема флюида, содержащегося в ячейке. Такое изменение будет зафиксировано датчиками 3 температуры, расположенными в каждой измерительной ячейке. В остальных же ячейках за счет того, что они выполнены из теплоизолирующего материала температура, не будет меняться достаточно продолжительное время.

Таким образом, реализуется возможность выявить и определить те ячейки, которые будут измерять непосредственно температуру втекающего в скважину флюида.

«Отработавший» в соответствующих ячейках флюид проходит через зазор между сетчатой структурой и задней стенкой корпуса и покидает устройство из его верхней части, вливаясь по потоку основного скважинного флюида.

Выполнение стенок корпуса из теплоизолирующего материала позволяет исключить влияние процессов передачи тепла от основного потока в скважине на точность измерения температуры флюида притока.

Выполнение измерительных ячеек из теплоизолирующего материала позволяет обеспечить теплоизоляцию каждой измерительной ячейки, путем исключения процессов теплопередачи через стенки ячеек (в процессе реализации способа соседние ячейки могут быть заполнены разными флюидами - флюидом протока и скважинным флюидом, которые имеют разные температуры), что позволяет измерять температуру втекающего флюида с высокой точностью. С другой стороны, выполнение стенок корпуса и измерительных ячеек из упругодеформируемого материала обеспечивает гидроизоляцию флюида притока от общего потока скважины. Сетчатая структура устанавливается в полость корпуса таким образом, что через эту структуру и осуществляется поступление флюида притока в устройство (сетчатая структура с одной своей стороны является передней стенкой устройства, а измерительные ячейки - входные отверстия устройства). При приложении усилия на корпус устройства в виде прижимающего усилия совместно со свойством гибкости (упругой деформации) материала корпуса и ячеек структуры обеспечивается гидроизоляция флюида притока от основного потока флюида в скважине.

Сетчатая структура представляет из себя, по сути, набор равных по высоте полых ячеек (в случае, например, ее прямоугольной формы, когда структура может быть выполнена в виде решетки, образованной перпендикулярно-пересекающимися перегородками, в пространственном, объемном выражении это - параллелепипед). Форма измерительных ячеек и, следовательно, форма сетчатой структуры может быть достаточно многообразной. Измерительные ячейки могут иметь форму n-угольника, где n-количество его углов (квадрат, пентагон, гексагон и др.). В любом случае их размеры должны быть рассчитаны исходя из соразмерности с перфорационными отверстиями, а количество ячеек (размеры сетчатой структуры) - с учетом параметров зоны перфорации.

Так, постоянная времени t устройства определяется объемом измерительной ячейки V_cell средним дебитом отдельного перфорационного канала q_p:

где Р разность между давлением в пласте и давлением в скважине, · - математическая константа, равная 3,14159, - вязкость флюида, n_р - число перфорационных каналов на 1 метр длины скважины в зоне перфорации, k_е - проницаемость пласта, r_w и r_e - радиус скважины и радиус внешней границы пласта.

Для реализации заявленного способа определения параметров скважины изменяют дебит скважины и для каждого продуктивного пласта измеряют изменение температуры T_in втекающего в скважину флюида во времени T_in=T_in(t).

Отличительной особенностью зависимости T_m(t) при нестационарном режиме работы проперфарированной скважины является быстрое изменение температуры на начальном этапе (первые 20-60 минут) и медленное изменение (в десятки раз медленнее, чем на начальном этапе) температуры после 3-5 часов (Фиг.4).

Из измеренной зависимости T_in(t) определяют величину изменения температуры T_р начального этапа (Фиг.4).

Осуществляют построение зависимости Т_in(t) от логарифма времени t, прошедшего после начала добычи или изменения дебита скважины (Фиг.5). Находят время t_s, спустя которое угол наклона полученной кривой (т.е. логарифмическая производная ) становится постоянным:

и находят установившееся значение логарифмической производной А. Величина этой постоянной связана с удельным дебитом скважины q[м³/(м·с)] (приток на единицу длины скважины) и соответствующей величиной скин-фактора s соотношениями:

После этого, по величине t_s из соотношения (5) можно оценить расстояние r_s от оси скважины, где (r>r_s) течение флюида можно считать цилиндрически симметричным.

Величина r_s, как показывают численные расчеты, пропорциональна длине L_р перфорационного канала.

Далее по величине изменения температуры T_pначального этапа находят безразмерный параметр:

который используют, в свою очередь, для расчета параметра^{, который дает оценку длины перфорационного канала L_{p_act}, через которую осуществляется приток флюида в скважину ( =L_{p_act}/L_p):}

где , r_p и L_p - радиус перфорационного канала.

Значение =1 означает, что никакой загрязненной зоны вокруг скважины нет и перфорационный канал работает по всей длине. При известной длине перфорационных каналов значения параметра в интервале от 0 до 1 представляют количественную оценку доли длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида в скважину. В случае неизвестной длины L_p перфорационных каналов из той же формулы (7) определяют эффективную длину перфорационного канала L_p , которая характеризует одновременно размеры загрязненной зоны в околоскважинной области и длину каналов перфорации.

Далее, дебит Q каждого пласта скважины определяют по:

где h - толщина (мощность) пласта. Профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 изображено устройство для измерения температуры втекающего в скважину флюида, горизонтальный разрез и вид устройства со стороны обсадной колонны; фиг.2 - схематичное изображение расчетной области для моделирования течения флюида в пористой среде, питающей один перфорационный канал; на фиг.3 - расчетная область (сетка) для реализации 3D моделирования течения в пористой среде, питающей 1/4 перфорационного канала; на фиг.4 - зависимость увеличения температуры втекающего в скважину флюида от времени, прошедшего с момента начала добычи; на фиг.5 - зависимость температуры втекающего в скважину флюида от натурального логарифма времени (в секундах).

Варианты осуществления изобретения

Реализация заявленного способа определения профиля притока и параметров зоны перфорации была осуществлена путем 3D численного моделирования процессов тепло- и массопереноса в пористой среде в зоне перфорации с использованием коммерческого программного обеспечения для гидродинамического и теплового моделирования STAR-CD, разработанного компанией CD-ADAPCO. Моделировалось течение флюида в области пористой среды, питающей 1/4 перфорационного канала (Фиг.2, Фиг.3).

При моделировании использовались следующие расчетные параметры. Параметры зоны перфорации: h=0.4 м - расстояние по высоте и =60° - угол между перфорационными каналами, n_p=15 - число перфорационных каналов, приходящихся на 1 метр длины скважины, r_р=0.01 м L_p=0.5 м - радиус и длина перфорационного канала. Размеры расчетной области - высота 0.2 м и угол 30° (Фиг.3), r_w=0.1 м - радиус скважины, r_е=10 м - внешний радиус расчетной области, P_w=50 бар - давление в скважине, Р_е =100 бар - давление на внешней границе расчетной области, k_e=10^-13 м²проницаемость пласта, 0.3·k_e - проницаемость пласта в слое толщиной 0.2 м вокруг скважины, =0.2 - пористость пласта, c_f=1800 Дж/(кг·К) и c_m=750 Дж/(кг·К) - удельные теплоемкости пластового флюида и породы, _f=900 кг/м³ и _m=2700 кг/м³- плотности пластового флюида и породы, ₀=-5·10^-7 К/Па - коэффициент Джоуля-Томсона, =0.01 Па·с - вязкость флюида.

В результате численного моделирования была получена величина массового притока в скважину (1/4 притока перфорационного канала) g_c =1.21·10^-3 кг/с. Объемный дебит q_c на 1 м длины скважины рассчитывался по формуле:

Для проверки предлагаемого способа определения локальной величины притока и параметров зоны перфорации эта величина была найдена по приведенным на Фиг.4, Фиг.5 зависимостям температуры притока от времени.

Из Фиг.5 видно, что спустя время t_s e¹⁰ с 6 часов логарифмическая производная температуры становится равной .

Подставив эту величину в формулу (8), определили:

Эта величина q_T практически совпадает с приведенным выше значением q_c.

Далее, по формуле (9) и величине t_s находим внутренний радиус r_s области, в которой течение в пласте можно считать цилиндрически симметричным: r_s=0.63 м. Эта величина хорошо согласуется с размерами скважины и длиной перфорационного канала r_w+r_s=0.6 м.

Из Фиг.4 видно, что в течение первых 10-20 минут температура притока увеличивается приблизительно на Т_р=0.5 К ("быстрая" стадия роста температуры на начальном этапе), а далее температура меняется относительно медленно. Подставив эту величину в формулу (10), находим а=5 и далее, из формулы (11) находим 0.8, т.е. приток осуществляется через 80% от длины перфорационного канала, что соответствует существованию (в расчетной модели) слоя с пониженной проницаемостью вокруг скважины.

Для приведенного выше примера были определены геометрические размеры устройства для измерения параметров флюида притока. В среднем на одно перфорационное отверстие приходится площадь S_p поверхности стенок скважины:

Для того чтобы в зону измерения попало не менее 3 перфорационных каналов, площадь сетки измерительных ячеек должна превышать 3 S_p. Если принять, что сетка измерительных ячеек перекрывает 30% периметра скважины (длина дуги l_f=0.2 м), ее высота h_t должна составлять:

Промышленная применимость

Промышленная применимость изобретения подтверждается приведенным выше примером его осуществления, а также возможностью его реализации при использовании широко известных в нефтегазовой отрасли технологического оборудования и материалов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине, при котором изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры Т_р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:
,
где ₀ - коэффициент Джоуля-Томсона, - вязкость флюида, - математическая константа, равная 3,14159, k _e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:
,
где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:
,
где P - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r_p - радиус перфорационного канала, n_p - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L_p - длина перфорационного канала, r_e - радиус внешней границы пласта, r_s - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t_s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:
,
где , - пористость, _mс_m и _fc_f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы и флюида соответственно, причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

www.freepatent.ru

Определение отдающих и поглощающих интервалов пласта изучение их профиля притока или приемистости

По результатам измерений механическими и термокондуктивными расходомерами, а также по данным метода высокочувствительной термометрии и метода изотопов можно определить отдающие и поглощающие интервалы пласта и получить профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности работающего пласта. Профилем притока или приемистости пласта называется график зависимости количества жидкостей и газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала.

Для получения профилей притока и приемистости методом изотопов активированная жидкость закачивается в перфорированный пласт и путем продавки несколько оттесняется от ствола скважины. Затем скважина переводится на излив, и измеряется радиоактивность выходящей жидкости. В качестве радиоактивных индикаторов используются изотопы железа-59 и циркония-95. Оба они в значительной мере адсорбируются горными породами, что позволяет выявить места притока и поглощения жидкости пластом, проверить техническое состояние обсадных колонн и герметичность цементного кольца. Активированная жидкость приготавливается и вводится с помощью скважинного инжектора, который спарен с малогабаритным прибором для записи кривых ГМ.

Кривая ГМ, полученная после закачки изотопов, сравнивается с кривой ГМ, зарегистрированной до введения активированной жидкости в пласт. Интервалы приемистости и притока отмечаются на кривой ГМ, зарегистрированной после закачки изотопов, повышенными показаниями Iγ (рис. 178).

Для получения профиля притока методом изотопов в эксплуатационной скважине в нее следует закачивать нефть, меченную радиоактивными изотопами.

Определение профиля притока и приемистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано па дроссельном и калориметрическом эффектах. На рис. 174 приведен пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с водой (30%) на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098—2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром: в работающей скважине и во время остановки ее на 4 ч. На термограмме, зарегистрированной в работающей скважине, проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время исчезает, поэтому на кривой термометрии выявляются интервалы 2098—2103 и 2105,5—2108 м, связанные с проявлением дрос сельного эффекта. Аномалия против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Как следует из приведенных выше данных, величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды,— нижний интервал дает воду, а верхний — нефть.

Для более точной интерпретации расходограмм необходимо иметь сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, полученные, например, резистивиметром, влагомером, плотностемером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путем замера на устье скважины.

students-library.com

Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин

Продуктивный пласт неоднороден по физическим свойствам и поэтому приток жидкости и газа в скважину по мощности пласта распределяется неравномерно. На профиль притока значительно влияют загрязнения, вносимые в призабойную зону пласта при его вскрытии и разработке. Для своевременного принятия мер по увеличению разрабатываемой мощности пласта и правильного выбора воздействия на забой изучается профиль притока. Для этого используются глубинные дебитомеры (расходомеры). Дебитомеры или расходомеры перемещаются вдоль перфорированного интервала и позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения).

Рис. 6.5 Профиль притока.

На рис. 6.5 показан профиль притока, снятый глубинным дебитомером. Как следует из этого рисунка, приток жидкости в скважину происходит лишь в двух интервалах (1 и 2).

Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участие в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Изучение профилей притока, снятых при различных режимах эксплуатации скважины с одновременным измерением забойного давления на каждом из режимов, позволяет оценить продуктивность и свойства каждого пласта.

Понятие о термодинамических методах исследования скважин.

Термодинамические исследования позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением:

Т = То + Г-z (6.22) где То - температура нейтрального слоя; Г геотермический градиент ( в среднем равен 0,033 °С/м).

Рис. 6.6 Распределение температуры по стволу скважины.

Тг - геотерма - естественное распределение температуры в неработающей скважине; Т„ - термограмма - распределение температуры в работающей скважине.

Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину вызывает дроссельный эффект. При притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. По термограмме можно оценить условия и радиус зоны выпадения парафина в пласте. При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4-0,6 °С при депрессии около 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяют аномалии температуры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки нагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обуславливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Термометрия позволяет также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

megaobuchalka.ru

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ _р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Область техники

Предшествующий уровень техники

Раскрытие изобретения

Заявленный технический результат достигается тем, что изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔT_p начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:

где ε₀- коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, k_e- проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:

где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:

где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r_p - радиус перфорационного канала, n_р - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L_p - длина перфорационного канала, r_e - радиус внешней границы пласта, r_c - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t_s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:

где , ϕ - пористость, ρ_mс_m и ρ_fc_f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы (в отсутствие поровых флюидов) и флюида соответственно,

Устройство работает следующим образом.

Так, постоянная времени Δt устройства определяется объемом измерительной ячейки V_cell средним дебитом отдельного перфорационного канала q_p:

где ΔР разность между давлением в пласте и давлением в скважине, π· - математическая константа, равная 3,14159, η - вязкость флюида, n_р - число перфорационных каналов на 1 метр длины скважины в зоне перфорации, k_е- проницаемость пласта, r_w и r_e - радиус скважины и радиус внешней границы пласта.

Из измеренной зависимости T_in(t) определяют величину изменения температуры ΔT_р начального этапа (Фиг.4).

Величина r_s, как показывают численные расчеты, пропорциональна длине L_р перфорационного канала.

Далее по величине изменения температуры ΔT_pначального этапа находят безразмерный параметр:

который используют, в свою очередь, для расчета параметра^{δ, который дает оценку длины перфорационного канала L_{p_act}, через которую осуществляется приток флюида в скважину (δ=L_{p_act}/L_p):}

где , r_p и L_p - радиус перфорационного канала.

Значение δ=1 означает, что никакой загрязненной зоны вокруг скважины нет и перфорационный канал работает по всей длине. При известной длине перфорационных каналов значения параметра δ в интервале от 0 до 1 представляют количественную оценку доли длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида в скважину. В случае неизвестной длины L_p перфорационных каналов из той же формулы (7) определяют эффективную длину перфорационного канала L_pδ, которая характеризует одновременно размеры загрязненной зоны в околоскважинной области и длину каналов перфорации.

Далее, дебит Q каждого пласта скважины определяют по:

Краткое описание чертежей

Варианты осуществления изобретения

При моделировании использовались следующие расчетные параметры. Параметры зоны перфорации: h=0.4 м - расстояние по высоте и φ=60° - угол между перфорационными каналами, n_p=15 - число перфорационных каналов, приходящихся на 1 метр длины скважины, r_р=0.01 м L_p=0.5 м - радиус и длина перфорационного канала. Размеры расчетной области - высота 0.2 м и угол 30° (Фиг.3), r_w=0.1 м - радиус скважины, r_е=10 м - внешний радиус расчетной области, P_w=50 бар - давление в скважине, Р_е=100 бар - давление на внешней границе расчетной области, k_e=10^-13 м²проницаемость пласта, 0.3·k_e - проницаемость пласта в слое толщиной 0.2 м вокруг скважины, φ=0.2 - пористость пласта, c_f=1800 Дж/(кг·К) и c_m=750 Дж/(кг·К) - удельные теплоемкости пластового флюида и породы, ρ_f=900 кг/м³ и ρ_m=2700 кг/м³- плотности пластового флюида и породы, ε₀=-5·10^-7 К/Па - коэффициент Джоуля-Томсона, η=0.01 Па·с - вязкость флюида.

В результате численного моделирования была получена величина массового притока в скважину (1/4 притока перфорационного канала) g_c=1.21·10^-3 кг/с. Объемный дебит q_c на 1 м длины скважины рассчитывался по формуле:

Из Фиг.5 видно, что спустя время t_s≈e¹⁰ с≈6 часов логарифмическая производная температуры становится равной .

Подставив эту величину в формулу (8), определили:

Эта величина q_T практически совпадает с приведенным выше значением q_c.

Из Фиг.4 видно, что в течение первых 10-20 минут температура притока увеличивается приблизительно на ΔТ_р=0.5 К ("быстрая" стадия роста температуры на начальном этапе), а далее температура меняется относительно медленно. Подставив эту величину в формулу (10), находим а=5 и далее, из формулы (11) находим δ≈0.8, т.е. приток осуществляется через 80% от длины перфорационного канала, что соответствует существованию (в расчетной модели) слоя с пониженной проницаемостью вокруг скважины.

Промышленная применимость

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине, при котором изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ _р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:
,
где ε ₀ - коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, k _e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:
,
где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:
,
где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, , r _p - радиус перфорационного канала, n _p - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L _p - длина перфорационного канала, r _e - радиус внешней границы пласта, r _s - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t _s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:
,
где , ϕ - пористость, ρ _mс _m и ρ _fc _f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы и флюида соответственно, причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

findpatent.ru

Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Определение профиля притока из многозонной скважины является важной задачей. Определение дебита отдельных интервалов перфорации необходимо, в частности, для принятия решения о необходимости проведения кислотной обработки, повторной перфорации и т.д..

Определение профиля притока обычно проводят во время промыслового каротажа добывающей скважины с помощью механических расходомеров (см., например, Hill, A.D.,. Production Logging - Theoretical and Interpretive Elements, SPE Monograph Series., 2002, стр. 61). Основными недостатками этого способа являются необходимость проведения специального каротажа скважины (в дополнение к операциям, проводимым в скважине во время перфорации и опробования скважины) и сложность определения дебитов малопродуктивных пластов.

Вклад различных интервалов перфорации может быть оценен также с помощью данных температурного каротажа добывающей скважины (см. Череменский Г.А., Прикладная геотермия, М. Недра, 224 стр., стр. №181) или из анализа нестационарных температурных данных, полученных при изменении дебита скважины (см. Чекалюк, Е.Б., Термодинамика нефтяного пласта, Москва, 1965, 234 стр., стр. №88, или Ramazanov, A., Valiullin, R.А., Shako, V., Pimenov, V., Sadretdinov, A., Fedorov, V., Belov, K., 2010. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation, SPE 136256-MS). К недостаткам этих способов можно отнести необходимость анализа относительно небольших температурных сигналов и необходимость проведения специальных каротажей скважины или установки в скважине специального оборудования.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют измерения забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством измерения расхода на поверхности или в скважине.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода по изменению забойного давления.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения суммарный дебит скважины определяют посредством расчета расхода с использованием забойного давления и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема скважины с двумя интервалами перфорации, на фиг. 2 приведен пример забойного давления P₀(t) и температур добываемого флюида T₁(t) и T₂(t) выше интервалов перфорации, на фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный для давления, приведенного на Фиг. 2, на фиг. 4 приведена полная избыточная тепловая энергия добываемого флюида (рассчитанная по температуре Т₂, сплошная линия) и соответствующая энергия, рассчитанная по температуре T₂, на фиг. 5 показан алгоритм определения профиля притока с использованием численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Данное изобретение предлагает определять профиль притока в скважинах с несколькими интервалами перфорации с использованием результатов измерения скважинного давления и результатов измерения температуры с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне. Температуру надо измерять выше каждого интервала перфорации и на забое скважины, ниже всех интервалов перфорации.

Способ предусматривает измерение забойного давления P₀(t) и забойной температуры T₀(t), которая определяет среднюю температуру пород в рассматриваемом интервале глубин. Измерения осуществляют с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне в скважине ниже всех интервалов перфорации, а также измерения температуры T_i(t) добываемого флюида (i=1,2,..,m, m есть число интервалов перфорации) с помощью датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации.

Измерения давления P₀(t) и температуры T_i(t) (i=0,1,..,m) начинают до перфорации (что позволяет определить пластовое давление и геотермальную температуру и продолжать измерение в течение нескольких часов после перфорации, до тех пор, пока температура добываемого флюида, нагретого благодаря энергии перфорационного взрыва, не вернется к первоначальной температуре пласта). При взрыве перфорационных зарядов часть энергии идет на испарение скважинного флюида и на энергию кумулятивной струи, но большая часть энергии идет на нагрев перфорационной колонны, обсадной трубы и породы вблизи скважины. Нагрев добываемого флюида происходит при его контакте с этими телами.

Затем оценивают суммарный дебит скважины Q(t), используя один из следующих способов:

- измерение расхода на поверхности или в скважине,

- расчет расхода по изменению забойного давления P₀(t) (если добываемый флюид не достигает поверхности),

- расчет расхода с использованием забойного давления P₀(t) и численного моделирования многопластовой добывающей скважины.

Параметры (проницаемости и скин факторы), определяющие продуктивность отдельных пластов, принимаются равными средним значениям, которые определяются в результате традиционного гидродинамического исследования скважины.

Рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для каждого температурного датчика

где T_f - средняя температура пород в рассматриваемом интервале глубин (определяемая T₀(t) и практически равная ей), - объемная теплоемкость флюида.

Дебит отдельных интервалов перфорации рассчитывают по величинам E_i и известным количествам перфорационных зарядов в каждом перфорационном интервале.

Рассмотрим случай малодебитной скважины, когда в первые часы после перфорации нет излива добываемого флюида на поверхность.

Схема скважины с перфорационной колонной, пакером и двумя интервалами перфорации приведена на Фиг. 1, где показаны пакер - 1, клапан - 2, датчик температуры Т₂ - 3, датчик температуры Т₁ - 4, датчики забойной температуры и давления Т₀, Р₀ - 5, вторая зона притока - 6, первая зона притока - 7, второй интервал перфорации - 8, первый интервал перфорации - 9.

На Фиг. 2 приведен синтетический пример забойного давления P₀(t) и температур добываемого флюида T₁(t) и Т₂(t) выше интервалов перфорации. Толстая кривая соответствует забойному давлению, которое равно ~50 бар перед перфорацией и увеличивается до пластового давления (около 85 бар) во время добычи в соответствии с тем, что поднимается уровень флюида в добывающей трубе. В данном случае принято, что интервалы перфорации имеют одинаковую протяженность и одинаковое количество перфорационных зарядов.

Если нет излива добываемого флюида на поверхность, суммарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан по забойному давлению P₀(t):

где r_t - внутренний радиус трубы, g=9.81 - м/с² ускорение свободного падения, - плотность флюида.

На Фиг. 3 показан дебит скважины, рассчитанный по этой формуле для давления, приведенного на Фиг. 2 (для =850 кг/м³, r_t=0.038 м). Рассчитанный дебит далее используют для определения профиля притока.

В случае, если суммарный дебит скважины измерялся в скважине или на поверхности, этот дебит непосредственно используется для определения профиля притока.

Графики температуры T₁ и Т₂ (Фиг. 2) показывают, что сразу после перфорации температура потока добываемого флюида значительно больше (в данном случае на ~20 С), чем температура пород T_f (точки на Фиг. 2). Эта температура определяется нагревом скважинного флюида при взрыве и нагревом пластового флюида при его контакте с горячей породой, обсадной колонной и перфорационной колонной. Следует отметить, что температура породы может быть оценена по результатам измерения температуры в скважине перед перфорацией.

Поток пластового флюида охлаждает околоскважинную породу, обсадную и перфорационную колонну и через некоторое время (t_p=5÷10 час) после перфорации измеренные в скважине температуры приближаются к невозмущенной температуре пород (Фиг. 2). Это означает, что тепловая часть Е_m энергии взрыва перфорационных зарядов трансформировалась в избыточную тепловую энергию добытого флюида.

В данном случае m=2 и E_m≡E₂. Используя температуру Т₂, измеренную датчиком, который расположен выше всех интервалов перфорации, и дебит скважины Q(t), эту энергию можно рассчитать по формуле:

Сплошная линия на Фиг. 4 показывает избыточную тепловую энергию добываемого флюида для данных, приведенных на Фиг. 2. Видно, что через ~3 часа после перфорации Е₂ достигает своего наибольшего значения Е₂≈16.5 МДж.

Полная энергия перфорационного взрыва, рассчитанная по удельной энергии взрыва и массе взрывчатого вещества, в рассматриваемом случае составляет Е_е≈28 МДж. Это означает, что приблизительно δ=60% от энергии взрыва было преобразовано в тепловую энергию породы, обсадной и перфорационной колонны:

E_m=δ⋅E_e.

Оставшаяся часть энергии взрыва (около 40%) была затрачена на разрушение породы, генерацию ударных волн в породе и в скважине или была быстро вынесена за пределы рассматриваемого интервала с газообразными продуктами взрыва.

Предлагаемая в данном изобретении процедура расчета дебита отдельных интервалов перфорации основана на следующих предположениях:

- величина δ одинакова для разных интервалов перфорации,

- флюиды, поступающие в скважину из разных интервалов перфорации, имеют одинаковые объемные теплоемкости,

- расстояние между интервалами перфорации невелико и можно пренебречь потерями тепловой энергии флюида в окружающие породы между интервалами перфорации,

- продолжительность добычи после перфорации и дебиты скважины достаточно велики, так что измеряемая датчиками температура флюида снижается до температуры невозмущенных пород.

Пусть m - число интервалов перфорации,

Q_i есть дебит из i^го интервала, - суммарный дебит скважины,

есть дебит скважины из нижних i перфорационных интервалов, отнесенный к суммарному дебиту скважины (γ_m=1),

n_i есть число перфорационных зарядов в i^м интервале перфорации,

есть полное число перфорационных зарядов в скважине,

есть число зарядов в нижних i интервалах перфорации, отнесенное к полному число перфорационных зарядов в скважине (b_m=1),

Т_i(t) есть температура флюида, измеренная датчиком температуры, расположенным выше i^го интервала перфорации.

Дебит отдельных интервалов перфорации (на начальном этапе значения γ_i) рассчитывают с использованием закона сохранения энергии, который записывают для всех интервалов (i=1,2,..m):

или

где i=1,2,..m,

Искомые относительные продуктивности у_i (y_i=Q_i/Q, ) отдельных перфорационных интервалов рассчитывают по формулам:

В рассматриваемом случае двух интервалов перфорации (m=2) и одинакового числа перфорационных зарядов в интервалах (b₁=0.5) рассчитанная энергия Е₁(t) показана на Фиг. 4 пунктирной линией.

Расчетное значение безразмерного дебита γ₁(t) выходит на приблизительно постоянное значение через ~3 часа после перфорации: γ₁=y₁≈0.7.

В общем случае нестационарный дебит скважины Q(t) может быть рассчитан с использованием измеренного забойного давления P₀(t) и численной модели многопластовой добывающей скважины, в которую в качестве свободных параметров входят проницаемости {k_i} и скины {s_i} продуктивных пластов. Значения этих параметров могут быть найдены с использованием итерационной процедуры, алгоритм которой приведен на Фиг. 5.

Первоначальный набор параметров, характеризующих продуктивные интервалы {k_i, s_i}, определяется с помощью традиционного гидродинамического исследования (ГДИ) скважины в предположении, что все пласты имеют одни и те же свойства. Для этих параметров с использованием измеренного забойного давления P₀(t) рассчитывают общий дебит скважины Q(t) и относительные дебиты отдельных пластов {y_ki}. Затем, используя найденный дебит Q(t) и температуры {T_i(t)}, измеренными датчиками, расположенными выше продуктивных пластов, с использованием описанной выше процедуры находят относительные дебиты и сравнивают два полученных набора чисел, характеризующих профиль притока, например, рассчитывают величину невязки S:

Если S меньше заданной величины невязки ε: S<ε, то данный набор параметров принимается в качестве решения задачи. В противном случае значения параметров {k_i,s_i} изменяют, и вычисления продолжают до тех пор, пока векторы {y_ki} и с заданной точностью не совпадут.

edrid.ru

5.3.2. Выделение отдающих интервалов и определение профиля притока

Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе скважины, фиксируются глубинными расходомерами и дебитомерами. Расходомерами измеряют расход воды, закачиваемой в пласт, дебитомерами - притоки нефти, газа и их смеси с водой. Расходомеры отличаются от дебитомеров диаметром корпуса глубинного прибора. У расходомеров он больше, чем у дебитомеров, поскольку они предназначены для измерения больших расходов жидкости в нагнетательных скважинах (до 2-5 тыс.м/сут). Имеется два типа расходомеров (или дебитомеров) - механические и термокондуктивные.

Механический расходомер представляет собой тахометрический преобразователь скорости потока жидкости или газа. Чувствительным элементом служит турбинка, вращающаяся набегающим потоком того или иного флюида. Частота вращения турбинки преобразуется в электрические сигналы с помощью магнитного прерывателя тока (рис.5.22). На роторе турбинки укреплены кольцевой магнит 3, взаимодействующий с магнитной стрелкой 2, которая колеблется вокруг оси 6. Один оборот кольцевого магнита вызывает одно полное колебание стрелки между упором 1 и неподвижным контактом 5, в результате чего замыкается и размыкается токовая цепь. Для увеличения времени, в течение которого электрическая цепь замкнута, служит дополнительный магнит 4. При замыкании цепи в линию связи поступит электрический импульс тока. Частота 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 частоте вращения турбинки до 3000 об./мин.

Частота импульсов, поступающих по линии связи на поверхность, преобразуется блоком частотомера в пропорцианальную ей величину напряжения, которая фиксируется регистрирующим прибором.

Прибор снабжается пакером, который предназначен для перекрытия ствола скважины и направления потока жидкости через прибор. Существующие типы глубинных расходомеров и дебитомеров различаются в основном конструкциями пакерующих устройств. Дебитомеры с абсолютной пакеровкой обеспечивают проход всего потока через измерительный канал. Дебитомеры с пакерами зонтичного типа лишь частично перекрывают пространство между стенкой скважины и дебитомером.

Рис.5.22. Схема магнитного прерывателя тока механического глубинного

расходомера при замкнутой цепи

Измерения проводят в интервале перфорации при подъеме прибора. Вначале с прикрытым пакером регистрируют непрерывную кривую, по которой намечают положение точечных измерений. На участках с резкими изменениями дебита расстояние между точками выбирают равным 0,4 м, на участках с малыми изменениями - равным 1-2 м. Измерения на точках выполняют с полностью открытым пакером не менее трех раз, полученные показания усредняются. По результатам измерений строят профили притока или приемистости. Профилем притока (или приемистости) пласта называют график зависимости количества жидкости, поступающей из пласта (или нагнетаемой в пласт) от глубины залегания работающих интервалов. Профили могут быть интегральными и дифференциальными. Интегральную кривую строят непосредственно по результатам измерений. Дифференциальную кривую получают из интегральной по разности величин дебитов (или расходов) жидкости в соседних точках.

Работа термокондуктивных дебитомеров основана на эффекте охлаждения движущимся потоком жидкости омического датчика, нагреваемого электрическим током. Температура такого датчика, а следовательно, его электрическое сопротивление зависит от скорости потока. Измеряя сопротивления непосредственно (в приборах типа СТД-2) или предварительно преобразуя его в изменение частоты переменного тока (прибор типа ТЭД-2) можно судить о движении жидкости, омывающей датчик. Однако интенсивность охлаждения датчика зависит от типа жидкости (нефть или вода), режима течения и других факторов, что затрудняет применение таких дебитомеров для количественных определений дебита. Поэтому термокондуктивные дебитомеры чаще всего используются как индикаторы притока. В то же время метод обладает более высокой по сравнению с механической дебитометрией чувствительностью в диапазоне низких дебитов (5-10 м/сут). По конструкции термокондуктивный дебитомер практически мало отличается от термометра. Измерения им могут производиться как по точкам с остановкой прибора, так и непрерывно.

studfile.net

Профиль притока скважины

Профиль - приток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Профиль - приток

Профиль притока на добывающих скважинах

Азотно-компрессорной установкой

Исследования скважин с несколькими активными пластами

Исследования с применением струйного насоса

Исследования при фонтанировании

Исследование при освоении свабированием

Исследование - профиль - приток

Исследование - профиль - приток

Профиль - приток - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Профиль - приток

Определение - профиль - приток

Определение - профиль - приток

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине - патент РФ 2505672

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Определение отдающих и поглощающих интервалов пласта изучение их профиля притока или приемистости

Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

5.3.2. Выделение отдающих интервалов и определение профиля притока

Смотрите также