загрузка...
загрузка...
На головну

ДОСЛІДЖЕННЯ ПРОФІЛЮ ПРИПЛИВУ.

  1. I1, i2 - поздовжні ухили вище і нижче перелому профілю; Кф - коефіцієнт фільтрації, м / добу; п - коефіцієнт пористості дренирующего шару
  2. Part2. ДОСЛІДЖЕННЯ, ПРОПОЗИЦІЇ І ЗУСТРІЧНІ ПРОПОЗИЦІЇ, обміни.
  3. Аналіз, прогнозування та дослідження ринку
  4. Анотації програм навчальних дисциплін профілю
  5. Біохімічне дослідження крові.
  6. Хворих хірургічного профілю
  7. Внутрішнє дослідження трупа

високочутливих термометрів

Термометрія є одним з основних методів в повному комплексі досліджень свердловин при контролі за експлуатацією покладів нафти і газу. Дані термометрії використовуються при вирішенні практично всіх завдань контролю.

У перфорованих пластах термометрія застосовується для виділення інтервалів припливу (приемистости), визначення віддають (поглинаючих) пластів і встановлення інтервалів обводнення. У неперфорованих пластах термометрія служить для простеження розташування температурного фронту закачуваних вод.

При контролі технічного стану свердловин термометрія використовується для виявлення затрубних циркуляцій і визначення місць негерметичності обсадної колони і ліфтових труб.

Залежно від особливостей теплового режиму в свердловинах і пов'язаних з ними умов температурних вимірювань методи термометрії діляться на:

- Методи природного теплового поля (геотермія) - вивчають природне стаціонарний розподіл температури по стовбуру свердловини;

- Методи штучного теплового поля - термічні дослідження при нестаціонарному, несталому, штучно створеному тепловому режимі;

- Методи дослідження квазістаціонарних (дуже повільно міняю-трудящих з часом) теплових полів в діючих свердловинах.

Температура гірських порід є одним з основних факторів, що визначають умови утворення нафти і газу, їх міграцію і скупчення у вигляді покладів. Від температури залежать фізико-хімічні властивості і фазовий стан нафти, газу і води в пластових умовах.

На тлі регіонального геотермічного теплового поля можуть виникати місцеві природні теплові поля, які обумовлені:

- Процесами окислення мінералів або руйнуванням фізико-хімічної-кого стану порід при розтині свердловиною галогенних опадів, сульфідних покладів і вугільних пластів;

- Процесами руху рідин і газу в межах пластів-колекторів і міжпластові перетіканнями по стовбуру і заколонного простору свердловин.

Вимірювання природних полів виконують:

- В сталому режимі з метою визначення природної тамператури порід, геотермічного градієнта, геотермической ступені;

- В несталому режимі для супроводу буріння та каротажу - визначення температурного режиму роботи бурового інструменту і свердловинних приладів;

- Отримання інформації для обліку температури при інтерпретації даних каротажу.

Різниця полів, виміряних на цих режимах, залежить від часу перебування свердловини в спокої. Вона тим більше, чим менше проміжок часу пройшов після припинення циркуляції промивальної рідини в стовбурі свердловини і інших теплових впливів - заколонних перетоків, дросселирования нафти, газу і води, проходження фронту вод, закачуваних в пласт, і т.д.

Метод штучного поля почали застосовувати з початком викорис-тання в практиці дистанційних термометрів. Метод може викорис-тися для розчленування розрізу по теплових властивостях, що допомагає вивчати літологію порід. Але в основному дані термометрії використовуються для:

- Оцінки технічного стану обсаджених свердловин - визначенні-ня висоти підйому цементу; виділення інтервалів затрубних перетоків; контролю інтервалів перфорації; досліджень герметичності обсадних колон і фонтанів труб;

- Супроводження процесу експлуатації свердловин в комплексі з іншими методами визначення «припливу-складу» - виділення інтервалів і профілів приток і прийомистості; встановлення обводнених інтервалів в видобувних свердловинах; простеження температурного фронту закачуваних вод; дослідження нагнітальних свердловин; визначення інтервалів внутріколонних перетоків; контролю за внутрепластових горінням, паротеплового впливом і термозаводненіем.

Результати вимірювань, в тому числі природних полів, отримані в сталому режимі, використовують при цьому в якості фонових спостережень.

Дані термометрії використовуються і для кількісних оцінок:

- Відносної продуктивності спільно працюють пластів;

- Поінтервального приемистости інтервалів в нагнетательной сква-жіне;

- Пластових тисків;

- Коефіцієнта Джоуля-Томпсона флюїду, що надходить в сверд-ну;

-склала флюїду за величиною коефіцієнта Джоуля-Томпсона.

Інтенсивність і поширення теплових полів залежать від термо-чеських властивостей, геометричних форм і розмірів досліджуваних середовищ.

Механізм передачі теплової енергії визначається характером взаємодії частинок речовин - молекул, атомів, іонів, електронів - в процесі їх теплового руху. Теплопередача може відбуватися в будь-яких тілах з неодноразовим розподілом температури. У рідинах і твердих тілах-діелектриках теплопередача здійснюється шляхом безпосередньої передачі теплового руху молекул і атомів сусідніми частинками речовини. В газоподібних тілах поширення теплоти відбувається внаслідок обміну енергією при зіткненні молекул, що мають різну швидкість теплового руху. У металах теплопередача здійснюється головним чином внаслідок руху вільних електронів. Явище конвективного переносу тепла спостерігається лише в рідинах і газах. Конвективная теплопередача - це розподіл теплоти, обумовлене переміщенням макроскопічних елементів середовища. Обсяги рідини і газу, переходячи з області з більшою температурою в область з меншою температурою, переносять з собою теплоту. Конвективний перенесення зазвичай супроводжується теплопровідністю.

Теплообмін випромінюванням (радіаційний теплообмін) дотеп з випускання енергії випромінювання тілом, поширення її в просторі і поглинання її іншими тілами. В процесі випускання внутрішня енергія випромінює тіла перетворюється в енергію електромагнітних хвиль, яка поширюється в усіх напрямках. Тіла, розташовані на шляху поширення енергії випромінювання, поглинають частину падаючих на них електромагнітних хвиль і таким чином енергія випромінювання перетворюється у внутрішню енергію поглинає тіла.

Термічні властивості різних гірських порід не однакові і характеризуються теплопровідністю або питомою тепловим сопротив-ленням, теплової анізотропією, питомою теплоємністю і температуро-проводового.

Залежно від вимірюваної величини розрізняють модифікації методів методу:

- Звичайну термометрію ( «термометрія»), при якій вимірюють температуру,

- Диференційну термометрію, коли вимірюють різницю температур.

Диференціальну термометрію поділяють на:

- Аномалій - термометрію (вимір відхилень температури Т від деякого середнього значення);

- Градієнт - термометрію (вимір різниці температур двох датчиків, рознесених на фіксовану відстань).

На теплові властивості сильно впливає:

- Структура порід - пористість, щільність, розміри і розташування пір.

- Характер насичення (нафта, газ, вода);

- Термодинамічні умови залягання пластів - тиск і температура;

- Хіміко-мінералогічний склад скелета.

У гірських породах, поровий простір яких насичене флюїдом, теплопровідність визначається:

- Теплопровідністю зерен мінерального скелета породи;

- Теплопровідністю флюїду;

-контактними теплопровідністю в місцях зіткнення (контак-та) зерен породоутворюючих мінералів;

- В високопоритого середовищах - наявністю межпорових конвенції;

- Випромінюванням тепла від частки до частки.

Термічний режим глибинних шарів земної кори визначається внутрішнім теплом Землі. Нижче глибини залягання нейтрального шару повсюдно спостерігається закономірне збільшення температури з глибиною. Інтенсивність зростання температур характеризується величиною геотермічного градієнта

 (4.10)

де q - щільність теплового потоку,

Величина, зворотна геотермічних градієнтом, називається геотермической щаблем

 (4.11)

Місцеві теплові поля в досліджуваному районі (що виражаються в аномаліях на тлі геотермограмми) зазвичай приурочені до газоносних горизонтів.

Теплові поля в газоносних горизонтах утворюються при розтині і розробці пластів. При цьому зміна температури обумовлено дросельним ефектом (ефект Джоуля - Томсона), тобто при надходженні газу в свердловину викликає різке зниження температури.

До переваг термометрії свердловин відносяться:

а) можливість дослідження об'єктів, перекритих ліфтовими трубами;

б) можливість отримання інформації про роботу пласта, недоступного для дослідження в діючій свердловині (наприклад, в свердловинах, що експлуатуються за допомогою електрозаглибні відцентрові насоси, при високих гирлових тисках і т.п.), за вимірюваннями, виконаним в зупиненій свердловині, після її глушіння і вилучення технологічного обладнання;

в) виявлення слабо працюють перфорованих пластів, коли інші промислові методи неефективні;

г) виявлення інтервалів обводнення незалежно від мінералізації води, обводнять пласт;

д) можливість більш точної відбиття підошви нижнього віддає (поглинає) інтервалу в діючій свердловині в порівнянні з методами, що досліджують склад і дебіт суміші.

4.8.2 Методи термокаротажа:

- По тепловому опору;

- По температуропроводности;

- За ефектом охолодження.

Термокаротаж по тепловому опору і по температуро-провідності можна проводити в необсаженной і в обсаджених свердловинах.

4.8.2.1 Термокаротаж по тепловому опору проводиться з метою визначення зміни з глибиною геотермічного градієнта. Вимірювання проводяться в свердловинах зі сталим тепловим режимом (про-що стояли без циркуляції не менше 10 діб)

4.8.2.2 Термокаротаж по температуропроводности - це метод штучної вен-ного теплового поля і проводиться в свердловині з несталим тепловим режимом. Після зупинки циркуляції розчин, що заповнює свердловину сприймає температуру навколишнього середовища (природний температуру пласта). Так як різні гірські породи мають різну температуропроводностью, то швидкість сприйняття глинистим розчином температури оточуючих пластів для цих порід буде неоднаковою.

Наприклад: піски мають більшу температуропроводностью, ніж глини. Тому підвищенням температури (якщо температура рідини менше природної температури пласта) або зниженням температури (якщо температура рідини більше температури пласта). За отриманими температурним кривим можна виділити пласти з більшою або меншою температуропроводности і провести літологічний розчленування розрізу.

4.8.2.3 Термокаротаж за ефектом охолодження найбільш широко використовується при контролі за розробкою. Завдання, які цим методом завдання:

1 - визначення місця розташування продуктивного пласта; запис проводиться двічі (1-й - у чинній свердловині, 2-й - в зупиненій свердловині

2 - визначення ГНК, запис проводиться різними термометрами (1 диференціальним, 2 звичайним)

3 - визначення місць втрати циркуляції в буря свердловині (поглинання)

4 - визначення глибини закачаного цементу. Вимірювання проводяться двічі (1 до або відразу після закачування, 2 - через 60 годин)

5 - визначення зон гідророзриву (1 - до гідророзриву, 2 - після гідророзриву)

6 - визначення зон закачування газу в пласт (дослідження проводяться різними термометрами: 1 - звичайним термометром, 2 диференціальним)

Для вимірювання температури застосовують термометр опору, що спускається на геофізичному кабелі, максимальний ртутний і глибинний самопишущий термометр, що опускаються на бурильних трубах в складі ИПТ. Термометр опорів комплексируется з приладами інших методів. Перед спуском приладу в свердловину вимірюють температуру навколишнього середовища (допускається вимір температури повітря в станції) одночасно свердловинним термометром і ртутним. Різниця в показаннях обох термометрів не повинна перевищувати ± 0,5?С.

1.Геотерміческіе дослідження проводять тільки на спуску приладу після перебування свердловини в спокої не менше 10 діб. Більш точний проміжок часу встановлюють для району дослідним шляхом; реально він може становити від декількох місяців до декількох років. В свердловині не повинно бути переливу, газопроявлень, затрубного руху.

При визначенні природної температури необхідно:

- Провести на ряді глибин вимірювання при нерухомому термометрі;

- Виконати не менше двох повторних вимірювань по всьому стовбуру з інтервалом часу між ними не менше доби;

- В обох варіантах різниця показань не повинна перевищувати ± 1 ?.

2.Ізмеренія поточної температури в свердловині для визначення температурного режиму роботи бурильного інструменту і свердловинних приладів проводять при спуску і підйомі термометра.

3. При визначенні місць поглинання у відкритому стовбурі виконують серію різночасових вимірювань. Локалізацію інтервалів інтенсивних поглинань проводять за характерними аномалій температури.

4.Ізмеренія температури для оцінки технічного стану обсаджених свердловин виконують при спуску свердловинного приладу, повторне вимірювання - при його підйомі.

5. Для визначення інтервалів перфорації вимірювання проводять на спуску і підйомі приладу безпосередньо після перфорації, захоплюючи вище інтервалу перфорації ділянку глибин протяжністю не менше 50м. Температурна аномалія, утворена горінням зарядів перфоратора, розпливається протягом 1 - 2-х діб. Ефективність виділення максимальна для безкорпусних перфораторів.

6.Прі визначенні місць негерметичності обсадних колон та ліфтових труб термометрію комплексируется з іншими видами вимірювань комплексу «приплив-склад» (ПГИ, ГІС-контроль)

У разі хорошої прийомистості свердловини реєструють термограмми в процесі закачування в неї води під тиском, в разі низької приемистости - після зниження рівня рідини в свердловині. Виконують не менше двох вимірів:

- В зупиненій свердловині (контрольне);

- Після закачування води в свердловину або зниження в ній рівня.

Обов'язкова витримка свердловини перед виконанням фонового виміру не менше однієї доби після призупинення робіт, пов'язаних з промиванням свердловини.

У режимі припливу реєструють кілька термограмм (не менше трьох), першу - безпосередньо після виклику припливу, другу - через 1,5 год після першої, потім через 2 - 3 год проводять такі виміри. Загальний час спостережень за формуванням температурної аномалії дросельного ефекту залежить від дебіту свердловини і має бути не менше 10год при дебите більш 10м? / сут і не менше 20ч при менших дебіту.

лекція 29 МЕХАНІЧНА І ТЕРМОКОНДУКТІВНАЯ ДЕБІТОМЕТРІЯ

Дебітометрія - витратометрія є одним з основних методів вивчення експлуатаційних характеристик пласта. При контролі за експлуатацією покладів застосовуються дві модифікації методу: механічна і термокондуктівная дебітометрія. Обидві модифікації методу входять в повний комплекс досліджень діючих свердловин.

За умовами вимірів Дебітоміри діляться на пакерного і беспакерние. Пакери призначені для напряму вимірюваного потоку рідини або газу через калібрований перетин приладу. Пакерірующее пристрій складається з власне пакера і силового приводу для розкриття і закриття пакера. Застосовуються пакери наступних типів:

1) гідравлічні розкриваються за допомогою насосів;

2) механічні, розкриваються за допомогою двигунів і реле;

3) манжетні, некеровані.

Різні типи пакеров забезпечують повне або неповне перекриття стовбура свердловини, тому через калібрований канал приладу проходить або весь потік, або частину його.

Ставлення витрати рідини, що протікає через прилад, до всього витраті Q називається коефіцієнтом перекриття або пакеровкі: k = (Q-Q1) / Q, де Q1- витрата рідини, що проходить між пакером і стінкою свердловини.

Якщо весь потік флюїду проходить через калібрований канал приладу, то k = 1(Q1 = 0), якщо повз приладу (Q = Q1), то k = 0.

Найбільш поширені прилади з механічними пакерами, багаторазово розкриваються і закриваються по команді з поверхні (наприклад прилад з пакерірующім пристроєм «Кобра»). Для отримання якісних даних дебітометріі використовується свердловинний прилад АГДК-42-5.

Вимірювання механічними Дебітоміри-витратомірами вироб-дять для наступних цілей:

а) виділення інтервалів припливу або приемистости в діючих свердловинах;

б) виявлення перетікання між перфорованими пластами по стовбуру свердловини після її зупинки;

в) розподіл загального (сумарного) дебіту або витрати по окремих пластів, розділеним неперфорованими інтервалами;

г) отримання профілю припливу або приемистости пласта по його окремих інтервалах.

Механічний витратомір являє собою тахометричних перетворювач швидкості потоку рідини або газу (рис 4.14). Чутливим елементом служить турбинка, що обертається потоком, що набігає того чи іншого флюїду, Частота обертання турбіни перетвориться в електричні сигнали за допомогою магнітного переривника струму Частота обертання турбіни пропорційна величині вимірюваного дебіту рідини або газу. Отже, чим вище дебіт, тим більше імпульсів в одиницю часу надійде в вимірювальний канал. Контактний магнітний переривник струму забезпечує стабільну роботу приладу при частоті обертання турбіни до 3000 об / хв.

Частота імпульсів, що надходять по лінії зв'язку на поверхню, перетворюється блоком частотоміра в пропорційну їй величину, напруги, яка фіксується реєструючим приладом Турбінні вимірювачі потоку вимірюють середній об'ємний витрата рідини або газу. Швидкість обертання крильчатки турбіни, що займає повний переріз потокопровода і об'ємний газ пов'язані наступною залежністю:

Малюнок 4.14 Схеми механічних Дебітоміри (витратомірів) з пакером (а) і без пакера (б)

=  ); (4.1)

де Q - середній об'ємний витрата (м3/ С);

n - швидкість обертання ротора турбіни (обор. / с);

Д- діаметр потокопровода (М);

 - Кінематична в'язкість текучого середовища (м2/ С).

В геофізичної апаратурі використовується також датчик пропелерного типу. Принцип його роботи нічим не відзначається від принципу роботи турбінного вимірювача потоку. Однак на відміну від турбіни пропелер не охоплює всі перетин потоку і швидкість його обертання швидше пропорційна швидкості потоку, а не обмінним витраті. Робочий діапазон пропелерного вимірювача потоку у відносному вираженні ширше ніж 10: 1, так як ефект в'язкості для нього менш важливий, ніж для турбіни.

Швидкість обертання турбіни або пропелера вимірюється за допомогою оптичних або магнітних датчиків, які при кожному оберті виробляють один або кілька імпульсів. Миттєві характеристики потоку визначаються шляхом розрахунку величини зворотного тривалості тимчасового інтервалу між двома послідовними імпульсами.

N = 1 / Т. (4.2)

Якщо зареєстровано Т = Т1+ Т2+ .... + ТN швидкість рахунку розраховується за формулою:

n = N / (Т1+ ... + ТN) (4.3)

Методика проведення досліджень свердловин механічним витратомірами полягає в наступному. Прилад опускається в свердловину до покрівлі верхнього перфорованого пласта і при відкритому Пакер або центратором виробляються періодичні відліки по лічильнику-нумератора і запис показань на фотопапір протягом 5-10 хв. При цьому реєструються показання калібратора, нульові лінії і показання сумарного дебіту. Потім при закритому Пакер прилад опускається на забій. При підйомі приладу з прикритим пакером зі швидкістю 60-80 м / ч записується безперервна діаграма до воронки насосно-компресорної труби (НКТ) в масштабі глибин 1: 200. За даними отриманої безперервної дебітограмми намічають положення точкових вимірювань дебіту. На ділянках кривої з різкими змінами дебіту відстань між точками спостереження має становити 0.4 м, на ділянках з малими змінами дебіту 1-2 м. Вимірювання на точках виконують з повністю відкритим пакером протягом 1 хв і не менше 3 разів. Отримані свідчення підсумовуються, усереднюються і наводяться до одиниці часу. При переміщенні приладу на іншу точку пакер прикривають.

Расходограмма є залежність показань витратоміра в імпульсах за хвилину від глибини. На расходограммах, (ріс.4.15) записаних за допомогою механічних витратомірів, що працюють і приймають інтервали виділяються по збільшенню числа імпульсів, прямо пропорційного швидкості потоку рідини.

Процес обробки дебітограмм з метою виділення інтервалів припливу (приемистости) і кількісної оцінки розподілу загального (сумарного) дебіту (витрати) по окремих пластів і пропласткам включає:

1. обробку безперервної діаграми з метою розмітки глибини і нанесення масштабу записи свідчень (безперервні діаграми кількісної інтерпретації не підлягають);

2. побудова за даними вимірів на точках інтегральної дебітограмми, що характеризує зміну дебіту (витрати) по всьому інтервалу припливу (приемистости), і диференціальної дебітограмми, яка б показала величину припливу (приемистости), що припадає на одиницю потужності пласта.

Дебітограмми (інтегральна і диференціальна) будуються на стандартній діаграмному папері в масштабі глибин 1: 200. У еаголовке

Профіль припливу свердловини за даними вимірів расходомером ДГД-4

1-інтервал перфорації, 2-інтегральна крива припливу, 3-диференціальна крива припливу

проставляється масштаб запису:

- В імп / хв і м3/ Добу для інтегральної дебітограмми

- В м3/ Сут · м для диференціальної дебітограмми.

Якщо продукцією свердловини є однокомпонентна рідина, масштаби дебітів можуть бути виражені в т / добу і т / добу · м. Крім загальноприйнятих даних, в заголовку додатково вказують:

- Дебіт свердловини

- Відсоток її обводнення

- Пластовий, буферне і забійні тиск.

На діаграмі крім інтегральної і диференціальної дебітограмм наносять:

- Діаграму локатора муфт і перфорованих інтервалів;

- Мікрокавернограмму;

- Відзначають інтервали перфорації.

Інтегральна дебітограмма є основним документом дослідження. Вона являє залежність показань Дебітоміри (в імп / хв) від глибини. Величина загального дебіту в експлуатаційній свердловині, певна на поверхні в мірної ємності, наводиться до забійним умов з урахуванням забійних тиску і температури, тиску насичення і газового фактора нафти і води і т. Д.

При побудові інтегральної дебітограмми точки на графі з'єднують прямими лініями від підошви до покрівлі інтервалу припливу (приемистости), причому тільки ті точки, які мають позитивне або рівне нулю приріст показань щодо попередньої точки. З декількох вимірювань на одній точці за справжні приймаються максимальні значення (передбачається, що їм відповідає найкраща пакеровкі приладу). Точки, що характеризують спадання дебіту, з інтерпретації виключаються. Їм зазвичай відповідають дефекти обсадної колони, цементного кільця або роботи приладу (зменшення коефіцієнта пакеровкі приладу і збільшення діаметра свердловини).

Діффереціальная дебітограмма, що характеризує розподіл дебітів по окремих інтервалах припливу (приемистости), представляється у вигляді ступінчастою кривої - гістограми, одержуваної шляхом перебудови інтегральної дебітограмми.

Перевага механічних витратомірів - мала чутливість до складу протікає флюїду, а недолік - непридатність для вивчення невеликих приток.

Профілі припливу свердловини, побудовані за допомогою Дебітоміри ДГД-4

1-інтервал перфорації, 2-інтервали припливу: 1 - При Q = 116 т / добу, 11 - При Q = 119 т / добу.



Попередня   31   32   33   34   35   36   37   38   39   40   41   42   43   44   45   46   Наступна

лекція 13 | Визначення пористості по діаграмах нейтронного гамма-методу | лекція 14 | лекція 15 | Люмінесцентна - бітумінологичеський аналіз | дегазація ПЖ | визначення глибини | Лекція 22 ВИМІР ДІАМЕТРУ СТВОЛА СВЕРДЛОВИНИ | Лекція 23.МЕТОДИ ОЦІНКИ ЯКОСТІ цементування обсадних колон. | Лекція 26 ГЕОФІЗИЧНІ ДОСЛІДЖЕННЯ експлуатаційних свердловин. |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати