Расходометрия скважин Расходомеры делятся на механические и термокондуктивные

Расходометрия скважин Расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации - на автономные и дистанционные, по условиям измерений - на пакерные и беспакерные. В механических дистанционных расходомерах обычно используются преобразователи скорости вращения турбинки в электронные сигналы. Работа термокондуктивных расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого непрерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жидкости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о линейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости. Пакеры предназначены для направления измеряемого потока жидкости или газа через калиброванное сечение прибора. Механические расходомеры позволяют: ü Определять общий расход жидкости по пластам ü Получать профиль притока и приемистости жидкости по мощности перфорированного пласта ü Контролировать техническое состояние скважин ü Определять перетоки между перфорированными пластами после остановки скважины Преимущество механических расходомеров - малая чувствительность к составу протекающего флюида, а недостаток - непригодность для изучения небольших притоков и потоков загрязненных жидкостей.

Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. Сопротивление датчика дебитомера Rд нагревается проходящим по нему током и его температура становится выше температуры среды в скважине. В местах притока жидкости или газа датчик охлаждается, в результате чего изменяется его сопротивление. Это изменение фиксируется мостовой схемой, в одно из плеч которых включен датчик. Измеряемый параметр в виде напряжения разбаланса моста регистрируется измерительным прибором.

Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термоэлектрическим (б) дебитомерами

Влагомерами определяют процентное содержание воды во флюиде, заполняющем ствол скважины. Их чувствительным элементом является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды (ɛ=81) гораздо больше, чем нефти (ɛ=2) и газа (ɛ~1) , то емкость конденсатора растет с ростом содержания воды в продукции скважины. 5, 6 - отверстия для прохода жидкости 7 - центральный электрод конденсатора, покрытый фторопластом (8) 2 - второй электрод (часть корпуса - струенаправляющая труба 4 - пакер 10 - управляющий механизм пакера 3 - подвижная труба 9 - герметичная камера с электрической схемой влагомера

Пример исследования скважины дебитомером и влагомером I- интегральная дебитограмма II- дифференциальная дебитограмма III - влагомер 1 - нефть 2 - нефть с водой 3 - вода

О содержании воды в нефти или газе можно судить также по их плотности. Для измерения плотности используют приборы двух типов: гамма-плотномеры, основанные на измерении интенсивности гамма-излучения, рассеянного флюидом или прошедшего через заданный объем флюида; дифференциальные манометры, определяющие разность давлений в двух близких точках по оси скважины.

Резистивиметрия n n n n Основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси: удельного электрического сопротивления или проводимости. Модификации: Бесконтактные индукционные резистивиметры – для измерения удельной проводимости Одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе – для измерения удельного сопротивления. Резистивиметрия является основным методом для различения двух типов смеси в скважине: Гидрофильной – нефть в воде Гидрофобной – вода в нефти

• Влагометрия основана на различии диэлектрических постоянных воды (eв) и нефти (eн): eв=80, eн=2, eг=1 • Резистивиметрия основана на различии удельного электрического сопротивления воды и нефти • Гамма-гамма плотнометрия разделяет флюиды по плотности: dв=1, 0 -1, 2 г/см 3, dн=0, 7 -0, 9 г/см 3, dг=0, 0010 -0, 0012 г/см 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКА, ИСТОЧНИКОВ ОБВОДНЕНИЯ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ Состоит в регистрации физических полей в скважине, вызванных перемещением извлекаемого флюида из эксплуатируемого объекта (объектов) качества в скважину и его движением по стволу. Основным способом исследования скважин с целью определения профиля притока или приемистости является создание нескольких контрастных по гидродинамическим условиям режимов. Они создаются комплексной аппаратурой, содержащей комплект датчиков: высокоточный термометр; термокондуктивный дебитомер (индикатор притока); диэлькометрический влагомер; магнитный локатор муфт; механический расходомер; Технические особенности: манометр; индукционный резистивиметр; детектор гамма-излучения; акустический шумомер; гамма-плотномер. ü выполняется при всех типах вызова притока; ü минимальный диаметр проходного отверстия в компоновке подземного оборудования – 45 мм; ü максимальный зенитный угол наклона ствола скважины, при котором прибор движется без специального устройства доставки, – 60 о; ü скорость регистрации для общих исследований – 1500 -2000 м/ч; ü скорость регистрации для детальных исследований – 150 -250 м/ч. В зависимости от решаемой задачи возможна компоновка базового модуля прибора с модулем механической расходометрии, плотнометрии по трубам или по затрубью.

Параметры Температура Давление Индикатор притока Единицы измерения Пределы измерения о. С 0 -125 атм 1 -600 Усл. ед. Минерализация г/л 0 -300 Водосодержание % 0 -100 Интенсивность гамма-излучения мк. Р/час 0 -100 Магнитное поле колонны Усл. ед. Интенсивность акустических шумов Усл. ед. Скорость потока м/час 0 -15000 Плотность жидкости в стволе (или в затрубье) г/см 3 0 -1, 5 Применение: привязка результатов измерений к разрезу; контроль интервалов вскрытия пласта и технических элементов конструкции скважины; выделение интервалов притока или поглощения флюида; определение общего и интервального дебита притекающего или нагнетаемого в скважину флюида; Ø фиксация состава флюида в стволе скважины и поступающего из интервалов притока; Ø выделение интервалов заколонных или внутрипластовых перетоков; Ø определение гидродинамических параметров перфорированных объектов. Ø Ø

Штанговые глубинные насосы

Скважины, оборудованные электроцентробежным насосом

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ СВАБИРОВАНИЯ Заключается в снижении уровня жидкости в скважине поршнем (свабом). Выполняется путем последовательного выноса на поверхность объемов жидкости над поршнем. Объем захватываемой порции флюида определяется глубиной погружения сваба под уровень жидкости, что, в свою очередь, диктуется характеристиками грузонесущего троса (кабеля) и манжеты сваба. Параметрами, определяющими ход работ, являются проектная глубина снижения и объем извлеченной жидкости. При использовании автономной регистрирующей аппаратуры возможно выполнение гидродинамических исследований в процессе свабирования. Наиболее простой, экономичный, экологически и технологически безопасный метод освоения скважин из существующих на данный момент. Технические особенности: выполняется в колоннах НКТ диаметром 73 и 89 мм; обязательно использование шлюзового оборудования: кабельного сальника, лубрикатора, плашечного превентора и тройника-разрядника.

ОЧИСТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА УПРАВЛЯЕМЫМ ГИДРОИМПУЛЬСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПОМОЩЬЮ СКВАЖИННЫХ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ Основной принцип технологии применения струйных насосов заключается в возможности создания регулируемых с поверхности и мгновенно изменяемых перепадов давления на забое путем прокачки с разной производительностью рабочего агента через насос. Использование различных функциональных узлов насоса позволяет создавать чередующиеся периоды депрессии, репрессии и гидростатики любой продолжительности. Кольматанты, продукты химических реакций и окисления углеводородов, механические примеси удаляются из призабойной зоны пласта при работе струйного насоса длительными отборами жидкости из пласта на регулируемой депрессии и переменными кратковременными воздействиями по схеме: откачка-восстановление пластового давления, откачка-восстановление гидростатики или откачка-гидроудар, при которых агенты, закупоривающие поровые каналы, приходят в подвижное состояние и удаляются из призабойной зоны пласта. Благодаря возможности создания заданной и регулируемой с поверхности депрессии струйные насосы также применяют при комбинированных способах интенсификации притока с кислотной обработкой в динамическом режиме, с акустическим, газоимпульсным воздействием. Возможно проведение повторного вскрытия пласта на депрессии, гидродинамических и промысловых исследований с вызовом притока струйным насосом. Конструкция струйного насоса позволяет выполнять регистрацию скважинными приборами во время работы установки. Информационное обеспечение процесса освоения позволяет получать оперативную информацию в ходе работ и данные о результативности интенсификации.

Технические особенности: ü применяется специальная компоновка колонны НКТ (сверху вниз): колонна НКТ от устья, ü струйный насос, несколько труб НКТ, пакер, якорь (при работе с большими давлениями), хвостовик НКТ. Глубины установки каждого элемента подземного оборудования выбираются исходя из индивидуальных особенностей скважины. Внутренние диаметры элементов конструкции должны позволять перемещать в стволе малогабаритные приборы и перфораторы; ü исходя из продуктивности скважины выбираются параметры насоса (диаметры сопла и диффузора), позволяющие создать оптимальные депрессии; ü используются наземные нагнетательные агрегаты с максимальным развиваемым давлением ü 320 атм (2 шт. ) или 740 атм (1 шт. ); ü в зависимости от пластового давления выбирается удельный вес рабочей жидкости; ü технологическая схема работ зависит от геологических и технологических особенностей скважины. Определяемые в ходе освоения параметры: § § § § привязка результатов измерений к разрезу; контроль интервалов вскрытия пласта и технических элементов конструкции скважины; выделение интервалов притока или поглощения флюида; фиксация состава флюида в стволе скважины и поступающего из интервалов притока; выделение интервалов заколонных или внутрипластовых перетоков; пластовое давление; коэффициент продуктивности и его изменение в результате воздействия на пласт; проницаемость пласта до и после воздействия; проницаемость призабойной зоны пласта до и после воздействия; показатель скин-эффекта до и после воздействия; показатель гидродинамического несовершенства скважины; гидро- и пьезопроводность пласта до и после воздействия; расходные содержания фаз в общем притоке.

ОЧИСТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА УПРАВЛЯЕМЫМ ГИДРОИМПУЛЬСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПОМОЩЬЮ СКВАЖИННЫХ СТРУЙНЫХ НАСОСОВ

Применение: o очистка призабойной зоны пласта собственно струйным насосом; o интенсификация притока путем улучшения фильтрационных свойств призабойной зоны пласта в сочетании с другими методами акустическим, химическим, газоимпульсным, др. ; o вторичное вскрытие на заданной депрессии; o способ вызова притока при промысловых и гидродинамических исследованиях.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Заключаются в определении энергетических и фильтрационных свойств эксплуатируемого объекта(ов). Выполняются комплексной аппаратурой, содержащей комплект детекторов. Аппаратура выбирается исходя из геологических и технологических особенностей исследуемой скважины. Комплект аппаратуры состоит из устьевых и глубинных приборов. Устьевые приборы: цифровые манометры на устье (на буфере и затрубе), расходомер на выкидной линии и/или в сливной емкости. Наиболее распространенными вариантами регистрации глубинных параметров являются использование автономных приборов, размещаемых в стволе скважины без связи с поверхностью, или регистрация приборами с дистанционным управлением (на кабеле). При выборе технологической схемы преследуют цель наиболее полной регистрации процесса освоения, что прямо влияет на достоверность получаемых результатов. Важнейшие регистрируемые параметры - это забойные и устьевые давления и расход (дебит) флюида из пласта. Определяемые параметры: пластовое давление; непрерывный мгновенный дебит пласта; непрерывная мгновенная депрессия или репрессия; коэффициент продуктивности и его изменение в результате воздействия на пласт; проницаемость пласта; проницаемость призабойной зоны пласта; показатель скин-эффекта; показатель гидродинамического несовершенства скважины; гидро- и пьезопроводность пласта; расходные содержания фаз в общем притоке.

Технические особенности: v выполняются при любом способе вызова притока (фонтанирование, свабирование, компрессирование, освоение струйным насосом, эксплуатация электроцентробежным насосом, др. ); v в зависимости от способа вызова притока и применяемого устьевого оборудования используется автономный или дистанционный вариант; v максимальный диаметр проходного отверстия в компоновке подземного оборудования при использовании автономного варианта 50 мм; v максимальный зенитный угол наклона ствола скважины, при котором приборы движутся без специального устройства доставки 60 о.

Обязательные параметры Единицы измерения Пределы измерения о. С 0 -125 Давление на забое атм 1 -600 Давление на буфере атм 1 -125 Давление в затрубье атм 1 -125 Объем жидкости в сливной емкости м 3/ч Температура на забое Скорость потока в стволе Дополнительные параметры Единицы измерения Пределы измерения Минерализация г/л 0 -300 Водосодержание % 1 -100 г/см 3 0 -1, 5 Плотность жидкости в стволе (или в затрубье) 0 -15000

Особенности объектов контроля • • 1. 2. 3. 4. • 1. 2. 3. • Объекты уровня «скважина» По типу продукции: Газовые, газоконденсатные, нефтяные и газонефтяные; По способу эксплуатации: Фонтанные, газлифтные, компрессируемые, свабируемые; Работающие в режиме накопления; Насосные (с ЭЦН, ШГН, струйными УГИС); Эксплуатируемые специальными способами. По типу подъемника: Пусковые муфты; Циркулляционные клапаны; Насосы. По количеству совместно эксплуатируемых пластов.

• Объекты уровня «пласт» 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. По эффективной толщине Литологической неоднородности Коллекторским и фильтрационным свойствам Первоначальной насыщенности Совершенству вскрытия Режиму эксплуатации Составу продукции и пр. 8. Поведение пластов зависит от параметров работы соседних скважин, например, от системы ППД

n n n Объекты уровня «залежь» (месторождение) По количеству объектов эксплуатации (пластов); По геометрическим и литолого-стратиграфическим параметрам; По способу поддержания энергии пластов (ППД); По стадии разработки. В таких условиях диапазон решаемых с помощью ПГК задач очень широк, а способы решения конкретной задачи весьма разнообразны. Широкий перечень вопросов требует применение различных геофизических и промысловых методов исследования пластов и скважин. Для их решения может использоваться практически весь набор известных методов ГИС-ПГИ-ГДИС.

Объекты системного контроля при геомониторинге разработки месторождений n Предусматривает широкое использование ПГИ и ГДИС с целью уточнения текущей гидродинамической модели залежи.