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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 [ 177 ] 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

6 V, м/с

Рис. 5.14. Характеристики канала расходомера АГАК-42-8ЛМ№ 30 (стенд УКПГ-4, сухой газ, р = 5+* МПа, Г = 2+4 "С): I - прибор запакерован; 2 - прибор в трубе (d,„ = 76 мм)

В сопоставимом интервале 2 - 3 м/с крутизна указанных кривых составляет соответственно S, = 27 Гцс/м и Sj = = 12,5 Гцс/м, откуда коэффициенты турбинки (К = 1/S) будут равны: К, = 0,37 м/с-Гц и = = 0,08 м/сГц. Как видим, последняя величина близка к среднему значению коэффициента низкодебитной турбинки расходомеров "Метан" (К = 0,075), известному из литературы [17]. Таким образом, градуировка на стенде УКПГ-4 позволила впервые получить градуировочные зависимости канала расходомера из семейства характеристик, параметром которых является внутренний диаметр колонны, что позволило значительно точнее определить интервалы притока и нагнетания в скважинах Вуктыльского НКГМ.

Необходимость использования геофизических методов при разработке месторождения с воздействием на пласт с целью увеличения компонентоотдачи диктуется прежде всего следующими основными соображениями.

При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент (для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например, из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра.

При контроле за пластовыми процессами при различных вариантах разработки месторождения важно иметь информацию о расположении и изменении во времени интервалов дренирования и поглощения. Проблема заключается в том, что на поздней стадии разработки месторождений выделение этих интервалов традиционными методами практически невозможно из-за неустойчивых режимов работы скважин и наличия зон газожидкостного барботажа.

Для решения проблемы была разработана специальная методика определения интервалов дренирования и поглощения, основанная на сопоставлении текущей геотермы, записанной в ближайшей наблюдательной скважине, с термограммой остановленной исследуемой скважины.

Рассмотрим выделение интервала дренирования для наиболее сложного случая малых депрессий и большого этажа газоносности, содержащего несколько интервалов притока.

На рис. 5.15 схематически показано распределение температуры в стволе скважины (Г,.) и окружающих породах (Г„) на стационарном режиме отбора газа и температуры и в остановленной скважине (Го). Кроме трех интервалов притока hj -совпадающих с интервалами дренирования, на этом рисунке показан интервал дренирования Я,, частью которого является интервал притока h,, причем температура в интервале дренирования также близка к условной геотермической (Гу„ = Г - А(„ом)- После закрытия скважины температура в стволе постепенно выравнивается с температурой окружающих пород, однако сама эта температура (Г„) может существенно видоизменяться, стремясь к геотермической, за счет следующих факторов:

вне интервала дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с окружающими породами;

в интервале дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с кровлей и подошвой, а также за счет конвективного переноса тепла потоком флюида (из-за утечек в сальнике лубрикатора) с температурой Г = Г„,>Г.

В результате температура в остановленной скважине отличается как от Г,-, так от Гц, имевших место на предшествовавшем стационарном режиме отбора. При этом температура вне интервалов притока и дренирования (точки А, С, Е, G на термограмме Го) стремится к точкам А, С, Е, G на геотермограмме Г, а температура в интервалах притока и дренирования (точки В, D, F, J на Го) стремится вначале к точкам В, D, F, J на условной геотермограмме Гу„, смещенной на - Af„o от Г, а по прошествии определенного времени - к геотермической температуре на данной глубине.

Взаимное расположение реальных диаграмм Г, и зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать (рис. 5.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования.

Предположим, что в силу каких-то причин геотермограмма Г определена со значительной погрешностью и ее расположение дано на рис. 5.16 линией Г. Очевидно, что в этом случае ДГщ и АГ„„ существенно изменятся (ATin и АГши), однако толщина выявленного по термометрии отдающего пласта и его расположение в разрезе скважины изменяются весьма незначительно. Очевидно, что тот же результат получим и в случае ломаной термограммы Г, а также при смещении не геотермы Г, а самой термограммы.

Таким образом, можно утверждать, что для целей определения интервалов поглощения и дренирования правомерно корректировать положение и форму термограммы остановленной скважины относительно заданной фиксированной геотермограммы при обязательном условии сохранения

Рис. 5.15. Распределение температуры в скважине (Г,) и окружаюпц1х породах (Г„) на режиме отбора и температуры в остановленной скважине (Г,)