Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 [ 29 ] 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Термодинамические исследования скважин

Они 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 нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

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

T = To + Tz, (5.5)

где То - температура нейтрального слоя; T-dTldz - геотермический градиент (в среднем равен 0,033 °С/м). Если То привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. Геотерма и термограмма при закачке горячей воды показаны на рис. 3.7 (см. § 3.6). В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает выщележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения температуры ЛТ" от перепада давления Лр (эффект Джоуля - Томсона) согласно уравнению

ДТ = -8дЛр (5.6)

характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где вд - средний интегральный коэффициент Джоуля - Томсона. Для воды ев=0,24, для нефти ея=т0,41-0,61, для углеводородного газа ег=-(2,55-4,08) °С/МПа. Это значит, что при притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа - охлаждается. Если в скважину притекает газированная нефть, то изменение температуры вследствие дроссельного и калориметрического эффектов можно оценить по формуле

Тз - Тлп СнвнРн ч-СгВгргЬн (Gq - ИрРз) СнРн -ь СгРгбн (Со - ЯрРз)

(5.7)

Грпл - Рз

где Гпл, Тз - пластовая и забойная температургы; Ьп - объемный коэффициент нефти; Сн(г), рн(г) - теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); Go - газовый фактор; ср - коэффициент растворимости газа в нефти.

С использованием формулы можно оценить условия отсутствия изменения температуры (Гз = 7пл), выпадения парафина из

нефти в пласте {ТзТ, где Ти - температура насыщения нефти парафином), 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 приблизительно 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяются аномалии темпера- туры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки водонагнетательных 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, обусловливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Тогда приток Qpi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению

(5.8)

где ЛТр,- - повышение температуры потока рассматриваемого пласта у его кровли относительно геотермы; ЛТ",- - понижение температуры потока в пределах интервала смешения (за счет калориметрического эффекта); Qp,- - дебит рассматриваемого

интервала; X Q/-суммарный дебит нижележащих пластов

(относительно рассматриваемого), причем для первого пласта

Y,Q{ = QQpi,Q-общий дебит скважины; п - число пластов.

Следует отметить, что расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования

Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин Ко, гидропроводность пласта е, пластовое давление р„я, пьезопроводность пласта х, комплексный параметр х/гс* (гс - приведенный радиус скважины),

а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями- проницаемость k и радиус Гс-

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих йредприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основномпредусматривает: а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования; б) ежегодно - определять профиль притока и интервалов обводнения; в) один раз в полугодие измерять р„„ и Гпл, определять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в наблюдательных скважинах); г) ежеквартально измерять р; д) ежемесячно измерять газовый фактор (при Рил>Ри), е) один раз в 1-2 недели измерять газовый фактор (при рпл<Рн), дебиты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

Технология и техника гидродинамических исследований и измерений

Способ эксплуатации скважин накладывает технические ограничения на гидродинамические исследования. Особенности, связанные с этим, будут рассмотрены дальше.

Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6-2,2 мм с помощью лебедки ЛС-16, ЛСГ-1, установки для исследования скважин типов Азинмаш-8 А, Азинмаш-8 В, ЗУИС, дистанционные приборы- на кабеле с помощью автоматической исследовательской 178

станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, связанных с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройство (УЛА-1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

Прямые из1У1ерения давления осуществляют скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН-5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД-36) и дифманометрами (прямого действия ДГМ-4М и компенсационными «Онега-1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25-36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от -10 до -1-400 °С.

Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД-2М, «Кобра-ЗбР», ДГД-6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26-42 мм, пределы измерения 5-200 м/сут, рабочие давление и температура 20-35 МПа и 70-100 °С. Аналогично для расходомеров соответственно: 42-110 мм, 20- 3000 м/сут, 50 МПа, 120 °С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИ-КАнефтегаз разработал расходомер «Терек-3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой раз,работа(ны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16-36 мм, чувствительность 0,5 м/сут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 °С.

В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры-влагомеры ВРГД-36, «Коб-ра-36 р!в», дистанционный прибор ДРМТ-3 (для измерения давления до 60 МПа и температуры до 180 °С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток-5» (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 °С, расхода 6-60 или 15-150 мз/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

§ 5.4. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ

Цель исследования заключается в контроле продуктивности скважины, изучении влияния , режима работы на производительность и оценке фильтрационных параметров пласта, т. е. в получении и обработке индикаторной диаграммы (линии) - зависимости дебита от депрессии Q(Ap), где Ар=рал-рз-

Технология исследования состоит в непосредственном измерении дебитов скважин Q (или приемистостей нагнетательных скважин) и соответствующих им значений Рз последовательно на нескольких (не менее трех) предварительно обеспеченных установившихся режимах работы. Время стабилизации режима работы зависит от фильтрационной характеристики пласта, обычно устанавливается опытным путем (рядом последовательных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2- 5 сутдк. Одновременно определяют газовый фактор и отбирают на выкидных линиях или в мерных емкостях пробы жидкости на обводненность и наличие песка.

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа «Спутник» или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках (на выкиде из трапа) -турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.

Пластовое давление рпл измеряют в остановленных скважинах, обычно в период ремонтных работ, а затем строят графики изменения его, во времени, экстраполируя на дату исследования. Имеются и другие методы его определения,

По результатам исследования строят индикаторные диаграммы (рис. 5.4). Значение дебита с поверхностных условий на пластовые пересчитывают с помощью объемного коэффициента Ь, умножая измеренное значение дебита на Ь. Если индикаторная диаграмма - прямая линия (см. рис. 5.4, линии 1,1), что отмечается при фильтрации однофазной жидкости (нефти, воды) или водонефтяной смеси по закону Дарси, то как тангенс угла у наклона линии определяем коэффициент продуктивности (приемистости) скважины

igy = Ko = Q/Ap, (5.9)

где Ко = 2пШц 1п j; k, h - проницаемость и работающая

толщина пласта; р, - вязкость жидкости; Rk, Гс - радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.

Рис. 5.4. Типичные индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин

Если принять Rk равным половине расстояния между соседними скважинами, а Гс равным радиусу Гсд скважины по долоту или с учетом гидродинамического несовершенства (с использованием графиков В. И. Щурова или результатов исследования при неустановившихся режимах), то определим гидропроводность пласта

. (5.10)

При Гс = Гсд. несовершенство скважины учитывается в е. Если ц известно по результатам лабораторного исследования глубинных проб жидкости, h определено геофизическими или де-битометрическими методами, то найдем проницаемость

Й = 8ц/Л. (5.11)

Индикаторная диаграмма в случае притока вязкопластич-ной нефти показана на рис. 2.7,а (см: § 2.9) и на рис. 5.4, о (линия 5). Коэффициент продуктивности определяется по формуле

/(o = Q/(Ap-Apo). • (5.12)

При искривлении индикаторной диаграммы надежность результатов обработки невысокая. Причинами искривления индикаторных диаграмм можно назвать в соответствии с линиями на рис. 5.4, а: 2 -при РзРн нарушение закона Дарси (инерционные сопротивления), зависимость проницаемости (деформации трещин) от давления, или при рз<Рп, также выделение газа из нефти (газированная нефть); 5 -нарушение линейного закона Дарси в случае превышения критической депрессии (при РзРи). выделение газа из нефти (газированная нефть при