Работа с дебитомером на скважине и интерпретация дибитогррамм

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

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 (рисунок — 2.5).

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 рисунок 2.5. 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 Я-том интервале притока (Д_Я) принимают разницу между усредненными показаниями ДТ_Я ниже интервала притока и усредненными установившимися показаниями ДТ_Я выше интервала. По этим данным, пользуясь эталонировочной кривой ДT = f (Q), можно получить прирост объемной скорости ДQ_i на i-том интервале притока. Способ определения прироста объемной скорости ДQ_i по изменению приращения температуры Д_Я 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.

Участок, относящийся к эксплуатационной колонне выше самого верхнего интервала притока с показаниями ДT_эк соответствующими суммарному дебиту скважины Q_У. Последний определяется по измерениям на поверхности.

Участок, относящийся к эксплуатационной колонне ниже самого нижнего интервала притока, где скорость равна нулю. Показания в этом случае (ДТ_0Н в нефти и ДТ_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 ДТ_0В до ДТ_0Н. Если в воде значение приращения температуры отличается от ДТ_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 ДТ_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 ДТ_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 рисунке 2.6 показаны результаты исследования скважины термоэлектрическим дебитомером и их интерпретация. Скв. 54 Северо-Ставропольского ПХГ 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_у = 14 м³/сут составляет ДТ_эк 27 °C, а в неподвижной нефти (Q = 0) ДТ_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 ДT_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.

Рисунок 2.7. 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 рисунок 2.7. 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.

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 (рисунок 2.5 и табл. 2). Они различаются значениями измеряемого сигнала ДT в четырех характерных точках отдающего интервала: первая точка (ДТ₁) — под интервалом, вторая (ДТ₂) — против подошвы интервала, третья (ДТ₃) — против кровли интервала, четвертая (ДТ₄) — 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.

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. скважина термокондуктивный дебитомер расходометрия 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. 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.