Работа с дебитомером на скважине и интерпретация дебитограмм

 

Переход от приращения Δ T к объемной скорости Q движения потока осуществляется по эталонной кривой Δ Т = f (Q), получаемой по результатам измерений Δ T при различных скоростях движения жидкости в трубах. Диаметр труб должен быть равен диаметру эксплуатационной колонны, в которой намечается проводить замер СТД.

 

1– интервал перфорации; 2, 3 в эксплуатационной колонне соответственно нефть вода 4–интервал с движением жидкости по колонне; 5 – движение жидкости отсутствует; 5–интервал притока; 7, 8 – соответственно точки первичного и вторичного замеров; а и б – общий и удельный дебиты.

Рис. 6. Пример исследования скв. 38 Красноярской площади.

 

Измерения аппаратурой СТД в скважине проводят по точкам или непрерывно. При работе по точкам показания отсчитывают приблизительно через 5 мин после включения тока питания датчика, когда практически заканчивается процесс установления теплообмена. Непрерывная запись осуществляется при неравновесном режиме работы мостовой схемы. В результате измерений получают кривую изменения приращения температуры датчика с глубиной, называемую дебитограммой (Рис. 6).

При переходе через интервал, на котором жидкость поступает в колонну и, следовательно, изменяется скорость движения потока, происходит изменение приращения температуры датчика; по этому изменению и выделяют отдающий жидкость интервал. Вследствие наличия радиальной составляющей движения потока против интервала поступления жидкости в колонну переход от значения приращения под этим интервалом к меньшему значению над ним происходит не монотонно, а так, как это показано на Рис. 6. В кровле интервала наблюдается минимум; переход от минимальных показаний к установившимся значениям приращения над интервалом притока происходит на длине, зависящей от режима потока, но не превышающей 40 диаметров скважины. Иногда минимум в кровле получается нечетким или совсем не отмечается.

Подошву интервала, на котором жидкость поступает в скважину, отмечают по началу спада кривой (при движении снизу вверх), кровлю – по минимуму кривой. Если минимум против кровли интервала не выделяется, границы его отмечают по точкам перегиба кривой. Мощность выделяемого при этом интервала может быть несколько завышена.

За изменение приращения температуры на ί -том интервале притока (Δ _ί) принимают разницу между усредненными показаниями Δ Т _ί ниже интервала притока и усредненными установившимися показаниями Δ Т _ί выше интервала. По этим данным, пользуясь эталонировочной кривой Δ T = f (Q), можно получить прирост объемной скорости Δ Q_i на i -том интервале притока. Способ определения прироста объемной скорости Δ Q_i по изменению приращения температуры Δ _ί иллюстрируется Рис. 7. Для повышения однозначности интерпретации необходимо следить за параметрами датчика и учитывать местоположение исследуемого участка разреза относительно интервала перфорации. На диаграмме имеется ряд характерных участков, на которые при интерпретации следует обращать внимание в первую очередь.

1, 2, 3 –отдающие интервалы. Остальные обозначения см. Рис. 6

Рис. 7. Схематические диаграмма приращения температуры (а), градуировочная характеристика (б), профиль притока (в).

 

1. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне выше самого верхнего интервала притока с показаниями Δ T _эк соответствующими суммарному дебиту скважины Q_Σ. Последний определяется по измерениям на поверхности.

2. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне ниже самого нижнего интервала притока, где скорость равна нулю. Показания в этом случае (Δ Т _0Н в нефти и Δ Т _0В в воде) должны соответствовать значениям, полученным при эталонировании прибора в неподвижной среде при заданной силе тока питания датчика.

Если в скважине имеется раздел нефть–вода, то четко отмечается рост приращения при переходе от воды к нефти. Если этот раздел располагается в той части скважины, где нет движения жидкости, то при переходе от воды к нефти должно наблюдаться изменение приращения от Δ Т _0В до Δ Т _0Н. Если в воде значение приращения температуры отличается от Δ Т _0В, то это служит надежным признаком движения жидкости по скважине и наличия притока в нижней части скважины.

3. Участок, относящийся к эксплуатационной колонне в промежутке между отдающими интервалами, – участок установившегося потока Δ Т _у. Он может иметь место при условии достаточного расстояния между кровлей нижележащего и подошвой вышележащего интервалов.

4. Участок, относящийся к лифтовой колонне, при входе в которую (в связи с резким возрастанием линейной скорости движения жидкости) величина приращения снижается до величины Δ Т _лк. Если эксплуатация ведется по затрубному пространству, то при входе в лифтовую колонну скорость потока снижается, а величина приращения температуры возрастает.

Сняв отсчеты по перечисленным участкам, можно определить профиль притока в исследуемом интервале. Для более точной интерпретации дебитограмм необходимо иметь данные о характере жидкости, заполняющей исследуемый интервал скважины, полученные резистивиметром, влагомером, плотностномером или другим способом, и данные о дебите и составе жидкости, определяемые на поверхности. В скважине получают, как правило, минимум две дебитограммы (вторая повторная), одну термограмму и кривую ПС. Прежде чем приступить к интерпретации дебитограмм, необходимо проверить их качество. Дебитограмма считается качественной, если при повторении обеспечена воспроизводимость не хуже ±0,5°С. Повторяемость дебитограмм должна обеспечиваться не только по форме, но и по абсолютным значениям измеренного сигнала на идентичных глубинах.

В качестве примера на Рис. 6 показаны результаты исследования скважины термоэлектрическим дебитомером и их интерпретация. Скв. 38 Красноярской площади Пермской области эксплуатировалась фонтанным способом и имела следующие интервалы перфорации: 1364– 1369; 1377–1381; 1400–1404 м (песчаники). Общий дебит нефти из скважины не превышал 14 м³/сут. По дебитограмме можно сделать вывод, что отдающими являются интервалы 1365,6–1369 и 1379,2–1381 м. Величина приращения температуры для суммарного дебита Q _σ = 14 м³/сут составляет Δ Т _эк» 27°С, а в неподвижной нефти (Q = 0) Δ Т _0Н» З0°С. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, получим в интервале 1365,6–1369 м дебит 3 м³/сут, в интервале 1379,2–1381 м – 10 м³/сут.

Нижний интервал перфорации практически не работает. Из дебитограммы видно, что на глубине 1363 м находится окончание лифтовых труб, а на глубине 1403 м – раздел нефти и воды (для использованного датчика Δ T _0В = 14°С).

Анализ дебитограмм, снятых термокондуктивным дебитомером, показал, что эффективность выделения по ним отдающих интервалов зависит от условий измерения. В скважинах с однородной средой во всех случаях по измерениям аппаратурой СТД уверенно выделяются все работающие интервалы вскрытого пласта, профиль притока в этом случае характеризуется количественно. В безводных скважинах, в которых имеется застойная вода, и в скважинах, дающих нефть с водой, выделение отдающих интервалов усложняется, а дифференциация дебитограмм СТД в ряде случаев снижается.

 

А, Б–замеры резистивиметром. Условные обозначения см. рис. 6.

Рис. 8. Пример, иллюстрирующий снижение разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании безводной скв. 139 Трехозерной площади при расположении притока под уровнем застойной воды.

 

Пример снижения разрешающей способности термокондуктивного дебитомера при исследовании скважины, фонтанирующей безводной нефтью под уровнем застойной воды, приводится на Рис. 8. Исследования проводились при режимах работы в 40 и 60 м³/сут. По дебитограмме СТД четко выделяется хвостовик насосно-компрессорных труб на глубине 1463 м. Наиболее четко притоки отмечаются в интервалах 1487–1489 и 1490– 1492 м при большом дебите. Дебитограммы при меньшем дебите менее дифференцированы. Нефте-водораздел в данной скважине располагается выше отдающих интервалов. Вместе с тем его положение изменяется в значительных пределах во времени, что подтверждается замерами как резистивиметром, так и дебитомером.

 

I – IV – номера групп диаграмм по таблице 7.

Рис. 9 Типовые формы дебитограмм, полученные с помощью термокондуктивного дебитомера.

 

В результате анализа большого количества дебитограмм СТД, снятых в скважинах при этих условиях, и сопоставления их с дебитограммами, полученными механическим дебитомером, а также с диаграммами, полученными гамма-плотностномером, влагомером и другими методами установлено, что все случаи можно свести к четырем (Рис. 9 и табл. 2). Они различаются значениями измеряемого сигнала Δ T в четырех характерных точках отдающего интервала: первая точка ( Δ Т ₁ ) – под интервалом, вторая (Δ Т ₂)– против подошвы интервала, третья (Δ Т ₃) – против кровли интервала, четвертая (Δ Т ₄) – над интервалом. Эта классификация позволяет однозначно выделять интервалы притока и поглощения практически во всем многообразии производственных условий.

 

Таблица 2

Классификация форм дебитограмм, зарегистрированных термокондуктивным дебитомером для различных условий

Номер группы диаграмм	Характеристика отдающего интервала, °С	Примерные условия, при которых данные формы диаграмм встречаются
I	Δ T 1» Δ T 2 Δ T 3 < Δ T 2 Δ T 4 > Δ T 3 Δ T 4 < Δ T 2	Притоки нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м^3/сут). Среда однородная; эмульсия устойчивая. С ростом дебита разность Δ T 0Η – Δ T 4 увеличивается
II	Δ T 1 < Δ T 2 Δ T 3 < Δ T 2 Δ T 4 > Δ T 3 Δ T 4 > Δ T 2	Притоки нефти значительной величины. Если Δ Τ 1» Δ Τ 0Β, то водонефтяной раздел расположен ниже работающего интервала. С ростом дебита разность Δ Τ 0Η – Δ Τ 4 увеличивается
III	Δ T 1» Δ T 2 Δ T 3 < Δ T 2 Δ T 4» Δ T 3	Слабые и средние притоки нефти, воды нефти с водой, интервал притока располагается под уровнем застойной воды. Аналогично отмечаются поглощающие интервалы
IV	Δ T 1 Δ T 2 Δ T 3 < Δ T 0 Δ T 4» Δ T 3» Δ T 1	Слабые притоки нефти при большом удельном дебите. Интервал располагается под уровнем водонефтяного раздела

 

Эффективность измерений термокондуктивным дебитомером снижается, если измерения проводятся в период неустановившегося притока, когда часто получаются невоспроизводимые результаты измерения. В связи с этим необходимо контролировать стабильность режима работы скважины по буферному давлению и суммарному притоку. Из-за влияния большого числа факторов в случае многофазного потока результаты исследования являются в основном качественными, по ним можно лишь установить наличие отдающего интервала, его границы и получить приблизительные представления о дебите (большой, малый). Особенно неблагоприятные условия в случае многофазного потока (нефть с водой), при наличии небольших перемычек между отдающими интервалами и малых удельных дебитов.

В ряде случаев при низком буферном давлении и значительной обводненности нефти приток из скважины не стабилен. Выделение отдающих интервалов по дебитограмме СТД затруднено и не всегда может быть успешно осуществлено. Такой пример показан на Рис. 118. Исследуемая скважина (Q = 75 т/сут, 38% воды) характеризуется нестабильным притоком, вследствие чего дебитограммы СТД 1, 2, 3, полученные последовательно, не повторяются в средней и верхней частях интервала перфорации, хотя действующие интервалы и видны. Надежно выявлены интервалы притоков подошвенной части. При измерениях Механическим дебитомером (РГД-1м) эти интервалы не выделяются. Таким образом, даже в указанных тяжелых условиях целесообразно применение аппаратуры СТД.

Повысить эффективность исследования скважин с застойной водой можно при условии выноса ее из интервала исследования переводом скважины на режим, при котором обеспечивается очистка интервала перфорации от воды, или другими способами.

 

Практическая часть

Определение зависимости приращения температуры ΔТ от коэффициента А для модели газа, воды и нефти

Обычно термокондуктивным дебитомером измеряется приращение сопротивления датчика или приращение температуры (в °С)

 

 

Для дебитомера получим:

 

 

где

 

 

R _ж = 1000,85 Ом – электрическое сопротивление датчика при температуре потока Т _ж;

R ₀ = 1000 Ом – электрическое сопротивление датчика при температуре Т ₀ = 20°С;

А – коэффициент исследуемой среды взят из табл. 3;

v – линейная скорость потока;

α = 17·10^–6 °С^–1 – температурный коэффициент материала сопротивления датчика;

s = 5·10^–5м² – площадь поверхности датчика;

e_φ = 1, для угла атаки 90° – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние угла, под которым поток набегает на датчик;

d_k = 0,15м– диаметр колонны;

d = 0,008м – внешний диаметр датчика;

с ₁, b – безразмерные коэффициенты, зависящие от режима потока. В данном случае с ₁ = 0,59, b = 0,47 для модели нефти и газа и с ₁ = 0,21, b = 0,62 для модели воды.

Рассмотрим зависимость приращения температуры Δ Т от коэффициента А для трех разных сред, в зависимости от разных скоростей потока, меняющихся в интервале от 1см/с до 8см/с.

 

Рис. 10. зависимость приращения температуры Δ Т от коэффициента А для нефти.

 

Рис. 11. зависимость приращения температуры Δ Т от коэффициента А для воды.

Рис. 12. зависимость приращения температуры Δ Т от коэффициента А для газа.

 

На основании полученных зависимостей можно сделать вывод о том, что кривую на определенных участках можно аппроксимировать прямой линией, это может во многом упростить решаемую задачу. При скоростях флюида близких к нулю превышается предел чувствительности дебитомера, приведенный технической характеристике выше. При нулевой скорости существует приращение температуры Δ Т ₀, являющееся максимальным. А с возрастанием скорости величина Δ Т уменьшается, что видно из рисунков 10, 11, 12.

Сравнивая Рис. 10 и Рис. 11, можно сказать, что при различных свойствах флюида, определяемых коэффициентом А изменения температур получаются одного порядка. А на Рис. 12 значения Δ Т на порядок превышают предел чувствительности дебитомера. На основании этого можно сказать, что термокондуктивный дебитомер не применяют в газовых скважинах, в которых используются механические дебитомеры.

 

Интерпретация дебитограмм

Рассмотрим рис.13, на котором представлены результаты измерения, проведенного при помощи потенциал зонда N 8,5 M 0,5 A, дебитомера СТД–2 и беспакерного механического дебитомера.

Рис. 13 Результаты измерения дебитомерами СТД–2 и беспакерным механическим по скв. 410 Кулешовской площади при Q = 458 м³/сут.

Условные обозначения см. Рис. 6

 

По кривой потенциал зонда можно выделить участок с высоким сопротивлением от 1737м до 1788м. Повышение сопротивления дает возможность предположить наличие коллектора с флюидом, у которого значение амплитуды кажущегося сопротивления резко возрастает.

По дебитограммам СТД–2 и беспакерного механического дебитомера можно выделить несколько участков, характеризующих зону притока флюида:

I 1748–1750м – Δ Т = 1,15°С; n = 240 об/мин;

II 1751–1752м – Δ Т = 1,25°С, n = 120 об/мин;

III 1753–1755м – Δ Т = 1,4°С; n = 90 об/мин;

IV 1758–1760м – Δ Т = 1,1°С, n = 78 об/мин;

V 1767–1769м – Δ Т = 1,7°С; n = 140 об/мин;

VI 1772–1775м – Δ Т = 1,9°С; n = 15 об/мин.

С учетом приведенной выше таблицы 7 и классификации форм дебитограмм можно определить примерные условия, при которых данные формы диаграмм встречаются. Если рассмотреть интервал глубин 1737–1783м, то можно предположить, что он характеризуется притоками нефти и нефти с водой значительной величины (более 20 м³/сут), однородной средой и устойчивой эмульсией.

Для того, чтобы определить дебет каждого интервала притока, нужно воспользоваться градуировочной характеристикой (приложение). Δ Т _0Н – это приращение температуры при нулевой объемной скорости, оно является максимальной величиной перепада температур на датчике, с возрастанием объемной скорости потока эта величина должна уменьшаться. Поэтому на графике Δ Т _0Н соответствует нулевому дебету и является максимальной величиной. Для данной кривой СТД Δ Т _0Н будет равна 1,9°С. Величина приращения температуры для суммарного дебита составляет Δ Т _эк равное 1,1°С. Δ Т _эк – это приращение температуры, относящееся к эксплуатационной колонне. Считая, что для данного диапазона значений объемных скоростей зависимость приращения сопротивления от дебита линейная, можно провести прямую.

На этом графике можно отметить интервалы, снятые с дебитограммы СТД–2. Δ₁ = 0,05; Δ₂ = 0,15; Δ₃ = 0,1; Δ₄ = 0,3; Δ₅ = 0,1; Δ₆ = 0,1. И для этих интервалов притока определить соответствующие им дебеты: в интервале 1748–1750м дебит 28,6 м³/сут; интервале 1751–1752м дебит 85,8 м³/сут; интервале 1753–1755м дебит 57,3 м³/сут; интервале 1758–1760м дебит 171,7 м³/сут; интервале 1767–1769м дебит 57,3 м³/сут; интервале 1772–1775м дебит 57,3 м³/сут.

На основании проведенной интерпретации можно выделить высокодебитные зоны притока и определить фильтрующийся флюид.

 

Заключение

 

Основные помехи при дебитометрии следующие: 1) неполнота пакеровки из-за нарушения пакера или неплотного прилегания его к трубе; 2) изменение внутреннего диаметра обсадных труб, обусловливающее погрешность в определении дебита при исследованиях с беспакерными приборами или с приборами с неполной пакеровкой; 3) нарушение герметичности цементного кольца, приводящее к тому, что часть жидкости (газа) движется по заколонному пространству; влияние этого фактора особенно велико при замерах пакерными приборами; 4) образование столба жидкости в забое, частично или полностью перекрывающего интервалы поступления нефти или газа; влияние этого фактора особенно существенно для беспакерных дебитомеров. Наконец, скорость потока меняется в зависимости от положения прибора относительно стенки скважины. Эта зависимость особенно сильна для приборов малого диаметра, поэтому они должны снабжаться центрирующими фонарями.

Основные положительные качества: неподверженность системы влиянию механических примесей, высокая чувствительность, низкая погрешность исследования в однородных жидкостях. При исследовании многофазного потока термокондуктивный дебитомер может оценить поток только качественно («есть приток», «нет притока»). Особенностью термокондуктивных дебитомеров, существенно сужающей область их применения, является большая зависимость показаний прибора от теплофизических свойств исследуемых жидкостей.

Профили расхода, полученные при расходометрии, целесообразно дополнять результатами обработки других методов, дающих информацию о заколонных и межколонных перетоках. Комплексный подход позволяет в ряде случаев обнаружить обводнение продуктивных пластов и образование техногенных залежей газа.

 

Список литературы

 

1). Справочник геофизика. Том второй Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией С.Г. Комарова. – Гостоптехиздат, М.–1961.

2). Справочник геофизика. Геофизические методы исследования скважин. Под редакцией В.М. Запорожца. – Недра, М.–1983.

3). Геофизические исследования скважин. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян. – Нефть и газ, М.–2004.

4). Глубинные приборы для исследования скважин. А.И. Петров. – Недра, М.–1980.

5). Справочник. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, Р.С. Челокьян – Недра, М.–1987.

6). Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. И. Г. Жувагин, С. Г. Комаров, В. Б. Черный. – Недра, М.–1973.