Содержание к диссертации
Введение
1. Термогидродинамические исследования скважин 14
1.1. Обзор методов определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины 14
1.2. Термодинамические эффекты в системе пласт-скважина, которые лежат в основе определения качественного состава пластового флюида . 20
1.3. Промыслово-скважинные исследования для определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины 49
Выводы по главе 1 51
2. Определение термодинамических эффектов для воды, нефти и нефтяных смесей 53
2.1. Лабораторные исследования адиабатического коэффициента сжатия (расширения) для воды, нефти и нефтяных смесей, лабораторные экспериментальные установки 53
2.2. Результаты лабораторных исследований 59
2.3. Анализ результатов определения адиабатического коэффициента сжатия (расширения) 61
Выводы по 2 главе 72
3. Методика определения качественного состава пластового флюида в системе пласт-скважина 74
3.1. Порядок проведения промысловых термогидродинамических исследований скважин 74
3.2. Алгоритм обработки результатов промысловых термогидродинамических исследований для определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины
Выводы по 3 главе 83
Результаты промысловых термогидродинамических исследований скважин ОАО «Сургутнефтегаз» 85
Исследования скважин Рогожниковского месторождения 85
Исследования многопластовых скважин 95
Исследования горизонтальных скважин 113
Выводы по 4 главе 132
Заключение 134
Список использованных источников 137
Приложения 148
- Термодинамические эффекты в системе пласт-скважина, которые лежат в основе определения качественного состава пластового флюида
- Промыслово-скважинные исследования для определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины
- Анализ результатов определения адиабатического коэффициента сжатия (расширения)
- Алгоритм обработки результатов промысловых термогидродинамических исследований для определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины
Введение к работе
Актуальность темы. Большинство нефтяных и нефтегазовых
месторождений России находятся на завершающей стадии разработки,
характеризующейся широким применением вторичных методов повышения
нефтеотдачи пластов для поддержания текущего темпа добычи углеводородов.
К данным методам относятся применение горизонтальных стволов (ГС),
боковых горизонтальных стволов (БГС), использование наклонных и пологих
скважин, вскрывающих одновременно несколько разных по свойствам и
насыщению пластов, а также многозабойные скважины, позволяющие
і дренировать большую область пласта, увеличивая производительность
скважины. Применение этих методов позволяет вводить в разработку залежи, характеризующиеся трудно извлекаемыми запасами и сложным геологическим строением, ранее не вводимые в разработку из-за низкой рентабельности. В условиях сложного строения пласта с высокой степенью неоднородности фильтрационных свойств, как по вертикали, так и по горизонтали особое значение в области контроля за разработкой приобретают геофизические и гидродинамические методы определения фильтрационных и продуктивных параметров.
Разработка нефтяных и газовых месторождение - динамичный и капиталоемкий процесс, в связи с чем актуальной является проблема оптимизации систем и технологий добычи нефти и газа из недр, оптимального управления природными резервуарами. Технологии добычи углеводородного сырья и методы воздействий на пласты с целью увеличения нефтеотдачи должны быть научно обоснованы и грамотно спланированы. Для решения поставленных задач необходима полная и достоверная информация о строении и свойствах продуктивных пластов, получаемая при проведении геолого-геофизических и промыслово-гидродинамических исследованиях скважин.
Традиционные подходы в исследовании наклонных, пологих и горизонтальных скважин мало эффективны, поэтому возникает насущная
необходимость в комплексном подходе к проблеме исследования подобных объектов. При интерпретации результатов исследований пологих, горизонтальных скважин, а также скважин при совместной эксплуатации пластов важно знать, не только интервал притока в скважину пластового флюида, но качественный состав притока (пластовая вода, нефть) каждого из продуцирующих интервалов. Без решения этих задач невозможно решить задачи оптимизации выработки продуктивных пластов и выравнивания профиля притока.
Широкое распространение в практике промыслово-геофизических исследований (ПГИ), направленных на изучение интервалов притока в скважинах, вскрывающих несколько пропластков одновременно, получили методы термометрии [27]. Эти методы основаны на выделении аномалии температуры напротив интервалов притока по стволу скважины, обусловленных дроссельным эффектом при неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины. Многие исследовательские геофизические комплексы включают в себя приборы, определяющие состав жидкости протекающей через них. Однако, работающие интервалы, определенные геофизическими методами, применять при решении обратной задачи гидродинамики для горизонтальной скважины не правомочно, так как проведенные исследования всегда разнесены во времени. Использование в качестве исходной информации для состава притока пластового флюида по каждому продуцирующему интервалу насыщенность пласта, определенную различными модификациями нейтронных и индуктивных методов, может привести к существенной ошибке при интерпретации. Множественные испытания пластов с насыщенностью «вода+нефть» дают дебит преимущественно по воде. Опыт применения при гидродинамических исследованиях влагомеров, основанных на резистивных, индуктивных или иных методах, показал низкую информативность подобного подхода, так как известные приборы регистрируют среду, которая их обтекает. Следовательно, они должны находиться в потоке, причем весь поток должен проходить через
прибор. Зачастую это технически не возможно осуществить одновременно на протяжении всего исследуемого участка ствола скважины. Еще одним из осложняющих факторов исследования наклонных, пологих или горизонтальных скважин, а также скважин, вскрывших сложно построенные коллекторы, является тот факт, что подобные скважины не являются фонтанирующими и все виды геофизических исследований проводятся при вызове притока компрессированием азотной установкой или пенной системой. При этом характер притока является затухающим и применение методов термодинамики, основанных на условии стационарной фильтрации, неправомочно.
Последние достижения в области волоконно-оптических датчиков позволили Sensa (подразделение компании Schlumberger) создать инновационные распределенные системы контроля температуры (DTS), позволившие возродить температурный каротаж. Система DTS позволяет измерять температуру от забоя до устья скважины. При этом нет необходимости вмешиваться в работу скважины, отсутствуют производственные потери и вероятность осложнений в скважине при температурах до 300С. Контроль температурных профилей с помощью системы DTS добавляет к температурному каротажу новую размерность. Непрерывно выявляя изменения температуры, система DTS в значительной степени расширяет сферу интерпретации результатов в сравнении с одиночным снимком состояния эксплуатационной скважины, полученным в ходе типового каротажа. Эволюция температурных профилей раскрывает процесс изменения в добыче, и за счет применения современных методов компьютерного моделирования появляется возможность получения достаточно точных и доверительных количественных результатов. Таким образом, в нефтяной промышленности на сегодняшний день существует техническое решение для определения работающих интервалов в любом типе скважин с большой долей достоверности. Однако ответа о качественном составе пластовой жидкости в каждом из продуцирующих интервалах данная технология не дает.
Многие исследователи в качестве наиболее информативного метода комплексного подхода к исследованию скважин, вскрывших сложно построенные коллекторы, считают применение «гирлянды» автономных приборов, регистрирующих одновременно давление и температуру. Данная технология получила развитие в связи с необходимостью доставки приборов в горизонтальную часть ствола скважины. Известно, что если отклонение ствола от вертикали не превышает 45, то за счет силы тяжести можно спустить стандартную глубинную аппаратуру на кабеле или проволоке. В случае если зенитный угол больше 45, следует применять специальные устройства и технологии, чтобы протолкнуть приборы в горизонтальный участок ствола [37]. В АО «Татнефть», в «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» на основе анализа существующих технологий исследования скважин с горизонтальными стволами и разветвленными горизонтальными стволами, способов доставки приборов в горизонтальную часть ствола [51] были разработаны устройства [65, 66, 82], обеспечивающие многодатчиковую технологию исследования горизонтальных и многозабойных скважин, разработана технология проведения промысловых термогидродинамических исследований, методика обработки и интерпретации результатов исследования [54, 80, 84]. Дальнейшее развитие методов интерпретации результатов исследований по данной технологии в работах [14, 98] и разработка устройств для исследования горизонтальных скважин [65] позволило расширить область ее применения. Применение данной технологии позволяет определить параметры, необходимые для решения интерпретатором обратной задачи. Для определения работающих интервалов ствола скважины используются методы термометрии, изученные Б.Б. Лапуком [48], Э.Б. Чекалюком [95 ]. Проблема определения состава притока из каждого продуцирующего участка на настоящее время имеет неоднозначное решение. Самый надежный способ определения состава притока - «отсечение» каждого участка пакерами и испытание по отдельности. Но и в этом случае нет уверенности, что при совместной эксплуатации всего ствола общее
соотношение воды и нефти в суммарном дебите будет равно осредненному по всем участкам.
Определение дебитов трехфазной смеси на устье скважины имеет методическое и техническое решение в замерных установках типа АСМА, ОЗНА и т.д. Кроме того, фирма Шлюмберже разработала и выпускает мультифазные расходомеры в стационарном и передвижном исполнении, позволяющие с высокой точностью определить дебит воды, нефти и газа. Однако, замеры дебитов на устье скважины дают только общую картину всего притока к скважине и не позволяют выделить интервалы притока нефти, воды, что является важным фактором для увеличения эффективности разработки месторождения. Разработаны приборы, имеющие несколько датчиков расположенных в различных точках сечения трубы, позволяющие определить распределения фазовых составляющих потока в обсаженной колонне. Датчики регистрирующие скорость потока и качественный состав протекаемой через них жидкости позволяют определить дебит каждой из фаз и распределение фазовых составляющих потока в стволе скважины, как в вертикальной так и в горизонтальной ее части. Ограничение применимости данных приборов является невозможность определить скорость и состав потока за пределами обсадной колонны. В то время как широкое использование нецементированных хвостовиков и открытых необсаженных стволов в горизонтальных участках скважин находит все большее распространение при добыче углеводородного сырья.
Целью работы является повышение информативности термогидродинамических исследований скважин путем определения качественного состава притока пластовой жидкости по отдельным интервалам ствола скважин с различными конструкциями забоев. Разработка методики определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины с различными типами забоев на основе термогидродинамических исследований.
Основные задачи исследований:
Анализ существующих методов и технологий определения состава флюида.
Разработка технологии исследования скважин, позволяющей определить качественный состав притекающего флюида.
Проведение лабораторных исследований для выделения критериев, характеризующих качественный состав притекающей пластовой жидкости.
Анализ результатов термогидродинамических исследований скважин с различными конструкциями забоев для оценки информативности разработанной методики оценки качественного состава притока пластовой жидкости.
Научная новизна результатов работы заключается в следующем:
Экспериментально установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) нефти и пластовой воды месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от температуры. Значения коэффициента для нефти находится в диапазоне 2,2*10" К/МПа - 5,1 * 10"2 К/МПа, а для воды - 1,2* 10"2 К/МПа - 1,97 * 10"2 К/МПа. В исследуемом диапазоне температур от 20 С до 85 С кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) от температуры описывается логарифмической функцией с коэффициентом корреляции 0,95 - 0,99.
Экспериментально установлена зависимость кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) водонефтяной смеси месторождений Сургутского и Красноленинского сводов от объемного содержания воды. При изменении объемного содержания воды в водонефтяной смеси от 0 до 0,9 кажущийся коэффициент адиабатического расширения (сжатия) описывается полиномом третьей степени с коэффициентом корреляции 0,98 - 0,99.
Изучено влияние местоположения датчиков температуры и давления в нефтяной и водной фазе на чувствительность изменения кажущегося коэффициента адиабатического расширения (сжатия) от объемного содержания воды двухфазной среды. Установлено, что экспериментально определяемое
кажущееся значение адиабатического коэффициента слабо зависит от местоположения датчика температуры.
4. Предложена методика оценки состава притока пластовой жидкости к стволу скважины в каждом продуцирующем интервале наклонного или горизонтального ствола.
На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:
1. Методика определения качественного состава притока пластовой
жидкости к стволу скважины на основе термогидродинамических исследований.
2. Результаты экспериментальных лабораторных и скважинных
исследований коэффициента адиабатического расширения (сжатия) нефти и пластовой воды нефтяных месторождений Сургутского и Красноленинского сводов.
3. Результаты исследований зависимости адиабатического коэффициента
расширения (сжатия) двухфазной среды (нефти, воды) от температуры,
объемного содержания воды, размещения чувствительных элементов
датчиков температуры и давления, метрологических характеристик
средств измерения.
Достоверность полученных результатов обусловлена корректной
постановкой экспериментальных лабораторных и промысловых скважинных
исследований.
Научная и практическая ценность работы.
Полученные в диссертации результаты могут быть использованы в геофизических предприятиях, ЦНИПРах нефтегазодобывающих предприятий при совершенствовании технологии термогидродинамических исследований по изучению фильтрационных характеристик сложнопостроенных коллекторов нефтяных месторождений, разрабатываемых пологими, горизонтальными и многозабойными скважинами.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет 147 страниц и включает список литературы 118 наименований, 65 рисунков и 30 таблиц.
В первом разделе проводится анализ известных методов определения состава притекающего флюида. Определение качественного состава не вызывает проблем в случае, когда известно насыщение того или иного участка ствола нефтью или водой. В случае насыщения «вода+нефть» при определении качественного состава притока на отдельных интервалах ствола скважины появляется большая доля неопределенности. Отмечается, что использование приборов, определяющих состав жидкости индуктивным или резистивным методом в горизонтальных скважинах не целесообразно, поскольку прибор всегда находится в воде. Теория тепло- и массопереноса применительно к задачам скважинной термометрии для неизотермической фильтрации пластовых флюидов разработана достаточно хорошо, однако для нестационарных полей температуры и давления в окрестностях пологих и горизонтальных скважин прямой перенос известных решений невозможен.
В задачах скважинной термометрии на формирование температурного поля основное влияние оказывают процессы дросселирования (эффект Джоуля-Томсона), расширения/сжатия, разгазирования, кристаллизации, смешивания потоков, кондуктивный и конвективный теплоперенос. Представление о роли указанных факторов в механизме тепло- и массопереноса многофазной фильтрации дается в обзоре экспериментальных и теоретических работ.
Во втором разделе рассматриваются результаты лабораторных экспериментов по определению адиабатического коэффициента. Проведенные лабораторные эксперименты позволяют:
определить параметры, изменение которых имеет решающее значение для определения адиабатического коэффициента, и параметры, влиянием которых на значение коэффициента можно пренебречь.
определить чувствительность предлагаемого метода и выявить рамки применимости методики.
В третьем разделе рассматриваются вопросы, связанные с порядком проведения термогидродинамических исследований и алгоритмом обработки результатов исследований.
В четвертом разделе приведены результаты практической реализации методики для интерпретации результатов скважинных испытаний.
По результатам выполненных исследований опубликовано 21 работа, из которых 4 патента РФ.
На защиту выносятся технические и технологические решения, а также результаты лабораторных исследований, позволяющие повысить качество регулирования процесса разработки нефтяных месторождений со сложным геологическим строением залежей, а именно:
Применение нестационарных термобарических процессов в определении состава притока пластовой жидкости к скважине.
Определение зависимостей адиабатического коэффициента расширения (сжатия) от температуры и от степени обводненности продукции.
Разработка методики проведения исследований и интерпретации полученных результатов для определения состава притока пластового флюида к стволу скважины.
Основное содержание и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научном симпозиуме «Геоинформационные технологии в нефтепромысловом сервисе» VI конгресса нефтегазопромышленников Секция «А» (г. Уфа, май 2004), на научно-практической конференции «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции», посвященной 60-летию образования Тюменской области (Тюмень, сентябрь 2004), на семинаре «Информационные технологии в добыче нефти и разработке месторождений углеводородного сырья» (Сургут, сентябрь 2005), организованным НТЖ «Нефтяное хозяйство» и ОАО «Сургутнефтегаз», на VI конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием
участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа (Ханты-Мансийск, март ' 2006), на региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университете (Тюмень, апрель 2006), на V научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, май 2006).
На основе выполненных исследований разработана методика определения состава притока к стволу скважины при эксплуатации пластов со сложным геологическим строением. Результаты охватывают полный цикл проведения термогидродинамических исследований скважин, включая технологию доставки применяемых при исследованиях приборов в интервалы пластов, методику обработки и интерпретации. Разработанная методика проведения термогидродинамических исследований сложнопостроенных объектов применяется для контроля разработки термогидродинамическими методами на месторождениях территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз».
Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз».
Автор выражает благодарность научному руководителю В.Н.Федорову, сотрудникам научно-исследовательского отдела промысловых исследований скважин СургутНИПИнефть за консультации в области контроля за разработкой нефтяных месторождений термогидродинамическими исследованиями скважин, сотрудникам кафедры геофизики Башкирского государственного университета за консультации в области теории тепло- и массопереноса.
Термодинамические эффекты в системе пласт-скважина, которые лежат в основе определения качественного состава пластового флюида
Изменение температуры на забое скважин отражает распределение давления вдоль пути фильтрации жидкости к скважинам, или фактическое распределение давления по пласту. Это свойство дроссельного эффекта впервые было установлено Б.Б. Лапуком [20, 21] и впоследствии изучалось путем аналитических и экспериментально-промысловых исследований Э.Б. Чекалюком [41, 42, 43], который установил взаимосвязь гидро- и термодинамических процессов. Подобная взаимосвязь открыла новые возможности в области использования термодинамических исследований нефтяных и нефтегазовых залежей для определения фильтрационных параметров пластов: проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности, эффективного радиуса скважины (состояния призабойной зоны). Критической точки выкристализовывания парафина в пласте и стволе скважины и др. Э.Б. Чекалюк впервые установил взамосвязь имежду изменением пластовых температур и давлений во времени и в пространстве при стацонарном режиме работы скважины, а также дал уравнение тепловых потоков в пористой среде с учетом дроссельного эффекта и теплообмена между компонентами пористой среды [41]. Впоследствии Э.Б. Чекалюк получил полное дифференцированное уравнение энергии для потока упругой жидкости в пласте [43], которое легло в основу изучения тепловых явлений, связанных с подземным течением жидкостей и газов. Полученное уравнение сохранения энергии потока упругой жидкости в пластовых условиях в системе с уравнением сохранения массы и уравнением состояния вещества помогает выяснить ряд существенных явлений в области взаимосвязи между гидродинамическим и термодинамическим состоянием залежей нефти и газа, что очень важно для повышения эффективности разведки и разработки месторождений.
Большую ценность представляют теоретические работы И.А. Чарного [35], Э.Б. Чекалюка [43], Л.И. Рубенштейна [35] и других исследователей, обосновывающие возможность мгновенного выравнивания температур скелета пласта и его содержимого. Полезны для практики также исследования А.Ю. Намиота и Ю.П. Коротаева о теплоотдаче нефти при подъеме ее в скважине [24, 25] и об изменении температуры по стволу нефтяной или газовой скважины [26,19].
Важные результаты, касающиеся использования результатов изучения термодинамических процессов, происходящих в скважине и в пористой среде коллектора, для разработки и эксплуатации месторождения изложены в работах Н.Н. Непримерова, М.А. Пудовкина, А.И. Маркова, Ш.Ф. Мехтиева, А.Х. Миирзаджанадзаде, К.А. Оганова, Н.М. Фролова и др. [27, 33, 28,22, 29, 39].
В монографии К.А. Оганова изложены теоретические представления о процессах, происходящих в пористой среде при нагнетании в пласт теплоносителей, нагревании пласта очагом горения и переносе горячей зоны в пласте холодной водой. В этой работе приводится анализ результатов лабораторных и промысловых исследований распространения тепловой волны в залежи.
Многочисленные факты свидетельствуют о больших возможностях использования метода термометрии нефтяных и газовых скважин и пластов для обоснования рациональной системы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых залежей, для решения ряда задач, связанных с определением параметров фильтрации жидкости и газа в нефтяной среде (при установившихся и неустановившихся режимах).
Известно, что важнейшие параметры пласта (проницаемость, гидропроводность и др.), необходимые для составления и анализа проекта разработки, с достаточной для составления и анализа проекта разработки, с достаточной для практики точностью определяются почти на каждом нефтяном промысле по кривым восстановления давления.
Задача определения параметров пласта при нестационарной фильтрации газированной жидкости долгое время не была решена из-за гидродинамической сложности ее и математической трудности, несмотря на разнообразия предложенных методов анализа кривых восстановления давления. Боксерманом А.А., Зазовским Ф.Я., Каменецким С.Г. было предложено решить эту задачу по кривым восстановления давления при помощи уравнения теплопроводности [9]. Но и эти попытки не учитывали многих сторон сложного процесса движения газированной жидкости в условиях нестационарного режима фильтрации.
Знание законов взаимосвязи между полями давлений и температур в пласте открывает новые перспективы в изучении нефтегазовых залежей и теплового поля Земли [43], а также способов воздействия на пласт. Поэтому вопросы исследования скважин и пластов методами теплопередачи имеют большое практическое значение.
Ввиду перспективности и важности новых методов исследования скважин и пластов с использованием термодинамических признаков этот вопрос является одним из основных в данной работе. Помимо изучения процессов адиабатического, дросселирования и теплопередачи в реальной пластовой обстановке (в промысловых условиях), представляет значительный научный и практический интерес тщательное и глубокое исследование этих процессов в лабораторных условиях.
Недостаточно изучена также теплоемкость различных пластовых систем. Правда, некоторые сведения о порядке величин энтальпии, энтропии и теплоемкости пластовых нефтегазовых систем можно получить из работ [20, 21, 43, 22], но они в основном относятся к условиям американских месторождений нефти и газа. Перечисленные вопросы нашли отражение в работе Ю.А.Балакирова [5], который решил задачу определения фильтрационных параметров пласта методами термопрослушивани и путем анализа кривых восстановления температуры на забое добывающей скважины.
Промыслово-скважинные исследования для определения качественного состава притока пластовой жидкости в ствол скважины
В нашем отделе с 2000 года ведется работа по повышению информативности исследований горизонтальных скважин. Разработана и применена многодатчиковая технология исследования горизонтальных скважины и скважин, вскрывших сложно построенные коллектора [4]. Применение данной технологии является одним из решений задачи комплексного подхода к исследованию скважин, позволяющим определить параметры работающего участка горизонтального ствола скважины, используя методы термометрии, что и в случае геофизических исследований. В отличие от традиционных геофизических исследований в применяемой многодатчиковой технологии приборы расположенные неподвижно в различных точках ствола регистрируют изменение температуры и давления во времени в этих точках.
Особенностью технологического процесса является то, что струйные насосы позволяют практически «мгновенно» создавать заданную депрессию только в подпакерной зоне и поддерживать ее постоянной необходимое время. При этом гидростатическое давление над пакером остается первоначальным.
Основным достоинством данной технологии является ограничение (а в некоторых случаях и полное исключение) влияния ствола скважины. Наличие пакера существенно сокращает время восстановления пластового давления после остановки скважины и позволяет в течение первых минут работы выйти на установившееся значение забойного давления. Кратковременные откачки (2-4 часа), чередующиеся с аналогичными кратковременными режимами восстановления давления, дренируют и зондируют призабойную зону пласта. Результаты замера давления и температуры несут в себе информацию о потерях давления и степени загрязнения пласта в призабойной зоне, т.е. имеется возможность оценить качество вторичного вскрытия пласта.
Настоящая технология позволяет производить работы с применением утвержденных типовых схем обвязки устья скважин, используемых при их освоении, испытании и капитальном ремонте.
При отсечении пакером призабойной части ствола создается условия, когда отсутствие газа в подпакерной зоне не может повлиять на повышение или понижение температуры от адиабатического сжатия (расширения). При данных условиях во время пуска и остановки струйного насоса можно зарегистрировать изменение температуры от адиабатического расширения и сжатия. Детальное изучение зависимости адиабатического коэффициента от состава флюида в лабораторных условиях позволяет проинтерпретировать тот или иной процесс, происходящий в скважине, что в свою очередь уточняет представление о модели пластовой фильтрационной системы.
1. Методы и устройства для определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины (влагометрия, резистивиметрия и др.) ограничены применением только в вертикальных скважинах и наклонно-направленных скважинах с углами кривизны 30-40 град. В горизонтальных и пологих скважинах с углами кривизны более 60 градусов известные методы мало информативны из-за существенного расслоения фаз двухфазных жидкостей по стволу скважины.
2. Теоретические основы термометрии, методика измерений и интерпретация термограмм разработаны, в основном, для длительно эксплуатируемых скважин с квазистационарными тепловыми потоками. Ряд российских и зарубежных исследователей изучали возможность использования неустановившихся температурных полей для решения практических задач, однако широкого практического использования результаты не нашли. Это связано с недостатками существующей технологии скважинной термометрии, направленной на изучение нестационарных полей температуры.
3. Известные методы термогидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации пластового флюида не нашли широкого применения. Это обусловлено ограничением только для вертикальных скважин, дренирующих однородные изотропные пласты, а также сложностью определения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона (баротермического коэффициента), адиабатического коэффициента расширения (сжатия) в скважинных условиях.
4. В нефтепромысловой практике широко применяются лишь наиболее простые модификации гидродинамических и термодинамических исследований, дающие информацию о средних параметрах однородных, изотропных ттастов и не нашли применения виды исследований, направленные на изучение неоднородностей пластов по площади и разрезу. Использование сложных многодатчиковых приборов ограничено применением только в цементируемых хвостовиках скважин. Кроме того, существенным ограничением для применения является отсутствие надежных способов доставки прибора в пологий или горизонтальный ствол скважины в совокупности с методами вызова притока жидкости.
5. Актуальным является исследование нестационарного тепло- и массопереноса в нефтенасыщенных пористых средах, обусловленного термодинамическими эффектами в условиях неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности скважин с различной геометрией и конструкцией хвостовика скважины.
Анализ результатов определения адиабатического коэффициента сжатия (расширения)
Зависимость адиабатического коэффициента от температуры (датчик в воде) В комплексных приборах используются принципиально одинаковые датчики давления, но конструкции приборов и алгоритмы обработки сигналов датчика создают значительное отличие по точности регистрации давления и температуры. Приборы существенно и различны в области регистрации температуры. Прибор АМТ-08 имеет выносной датчик температуры, а в приборе PPS-25 температура снимается с тензопреобразователя. Были проведены исследования применимости каждого из приборов для данного вида исследований. Оба прибора были помещены в контейнер с исследуемой жидкостью, и регистрация процесса исследования велась с равной дискретностью 1 секунда.
В качестве исследуемой жидкости использовалась пресная и пластовая (плотностью 10,7 г/см3) вода и нефть (плотностью 0,83 г/см3). На рисунках 2.10 -2.15. приведены графики исследований, проведенных одновременно двумя приборами.
График давления и температуры при исследовании нефти комплексным прибором АМТ-08 Графики, приведенные на рисунках 2.10 - 2.15., наглядно иллюстрируют, насколько по-разному реагируют датчики температуры приборов на изменение температуры от давления.
Анализ полученных значений корреляции показывает на крайне низкую сходимость результатов определения адиабатического коэффициента, определенных по показаниям различных приборов. Для определения на показания, какого из приборов можно опереться были проведены консультации со специалистами на предмет организации процесса регистрации изменений среды, в каждом из использованных приборах. После консультации был сделан вывод, что пики на графике температуры прибора PPS-25 связаны не с изменением самой температуры, а с реакцией прибора на изменение давления.
Дальнейшие исследования зависимости адиабатического коэффициента проводились прибором АМТ-08, имеющим выносной датчик температуры независящий от давления, и являющимся основным инструментом при проведении термогидродинамических исследованиях по многодатчиковой технологии.
В процессе проведения лабораторных исследований при каждом составе водонефтяной смеси для каждой задаваемой температуры датчик температуры прибора помещался поочередно в воду и нефть. На рисунке 2.16. проиллюстрировано отличия в скорости изменения температуры от того, в какой среде находится датчик температуры прибора.
График изменения давления и температуры. Выделяя адиабатические коэффициенты, определенные при нахождении в различных средах, в группы и сравнивая их между собой, получили, что коэффициенты корреляции составляют 0,95 - 0,96. Этот факт позволяет сделать вывод, что значение адиабатического коэффициента не зависит от того, в какой среде находится датчик температуры. Следовательно, не обязательно обеспечивать протекание пластового флюида через прибор, достаточно, чтобы прибор находился в исследуемой области и сообщался с пластовым флюидом.
На практике применение зависимостей, приведенных на рисунках 2.8 и 2.9., проблематично, так как наличие большого количества линий расположенных близко друг к другу затрудняет определение коэффициента. Поэтому для простоты применения результаты исследований скомпонованы по температуре и построена зависимость адиабатического коэффициента от обводненности продукции (рис 2.17, 2.18).
В процессе проведения исследований мной было подмечено, что при нахождении датчика температуры в воде скорость изменения температуры незначительно зависит от фоновой температуры. Только в случае стопроцентной воды на скорость изменения температуры оказывает влияние фоновая температура. На рисунках 2.19 и 2.20. приведены графики зависимости скорости изменения температуры от обводненности продукции.
Алгоритм обработки результатов промысловых термогидродинамических исследований для определения качественного состава притока пластовой жидкости к стволу скважины
Обработка результатов исследования осуществляется в следующей последовательности: - после извлечения приборов из скважины показания считываются и сводятся в единые графики в координатах (AP) и (dT); - на графиках выделяются участки, соответствующие по времени началу и концу циркуляции через струйный насос (падение давления и начало КВД); - по отношению изменения температуры к изменению давления за один и тот же кратковременный промежуток определяются значения адиабатического коэффициента по каждому прибору в начале и конце каждого режима; - с использованием инклинометрии строится схема ствола скважины с указанием на ней точек расположения каждого из приборов; - по рассчитанным значениям адиабатического коэффициента определяется состав жидкости (объемное водосодержание в смеси), находящейся в интервале установки прибора. Объемное водосодержание смеси определяют по следующему алгоритму:
Площадь свободного поперечного сечения на участке расположения исследовательского хвостовика: - порядковый номер прибора (прибор 1 расположен в зумпфе скважины); N- общее количество приборов; j - номер режима; - общий объем жидкости притока на j-м режиме; Lt - глубина расположения по стволу і -го прибора; к- индекс начала (0) и конца (1) режима, DeH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; deH - внутренний диаметр НКТ исследовательского хвостовика; Лвнеш - внешний диаметр НКТ исследовательского хвостовика; п - объемная доля воды в водонефтяной смеси; Значение адиабатического коэффициента в районе расположения /-го прибора, в соответствующий момент к (пуска или остановки) нау -м режиме:
Исходя из, определенной в лабораторных условиях, зависимости адиабатического коэффициента расширения (сжатия) водонефтяной смеси от объемного содержания воды в ней, и зная значение адиабатического коэффициента, определяют объемное водосодержащие в районе расположения /-го прибора в соответствующий момент (пуска или остановки) нау -м режиме Проследить изменение состава жидкости в стволе скважины, в моменты пуска и остановки от режима к режиму, можно построив график зависимости объемного водосодержания в интервалах установки приборов в характерных точках изменения режима работы.
На подобном графике можно хорошо видеть динамику изменения объемного водосодержания на различных участках ствола скважины характеризующую приток нефти в скважину из продуктивных интервалов, и сделать вывод о качественном составе притока пластового флюида в ствол скважины.
1. Определены требования, предъявляемые к средствам измерения и технологии доставки приборов в горизонтальный участок скважины, для исключения нестационарности теплового поля в исследуемом интервале при проведении термогидродинамических исследований скважин: давление и температуру необходимо регистрировать одновременно в нескольких фиксированных точках горизонтального участка скважины; приборы для регистрации давления и температуры обязаны иметь высокий порог чувствительности и низкую инерционность; для проявления адиабатического эффекта в скважине необходимым условием является «мгновенный» характер изменения давления.
2. Автономные электронные глубинные и устьевые комплексные приборы позволяют существенно расширить круг решаемых задач при контроле за разработкой и имеют ряд преимуществ: - отсутствие субъективной погрешности интерпретатора при считывании первичной информации; - малая дискретность измерений параметров; - низкая инерционность датчика температуры; - возможность длительных замеров; - возможность регистрировать несколько параметров. 3. Разработан алгоритм определения качественного состава притока в ствол скважины при проведении термогидродинамических исследованиях. Данный алгоритм основывается на анализе динамики изменения объемного водосодержания смеси притекающей в ствол скважины в интервале установки глубинных комплексных приборов.
4. Проведен расчет коэффициента запаса прочности конструкции подвески НКТ - исследовательского хвостовика. Определены максимальные длины компоновки исследовательского хвостовика для различных по диаметру НКТ.
