Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Они позволяют изучать распределение температуры в дли­ тельно простаивающей (геотерма) и в работающей (термо­ грамма) скважине, по которому можно определять геотермиче­ ский градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выра­ ботки запасов нефти при заводнении, контролировать техниче­ ское состояние скважин и работу подземного скважинного обо­ рудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной г (естест­

где То — температура нейтрального слоя; T=dT/dz — геотерми­ ческий градиент (в среднем равен 0,033 °С/м). Если Т0 приве­ сти 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 горя­ чей воды показаны на рис. 3.7 (см. § 3.6). В добывающей сква­ жине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие по­ роды, причем со временем t распределение температуры стаби­ лизируется. Геотерма и термограммы используются при проек­ тировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения

характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где ед— средний интегральный коэффициент Джоуля — Том­ сона. Для воды ев= 0,24, для нефти ен=0,41—0,61, для углево­ дородного газа 8Г= —(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 калори­ метрического эффектов можно оценить по формуле

ный коэффициент нефти; сН(Г), рн(Г) — теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); G0 — газовый фактор; аР — коэффициент растворимости газа в нефти.

С использованием формулы можно оценить условия отсут­ ствия изменения температуры ( Т 3 = Тпл), выпадения парафина из

нефти в пласте (T3^ T Ut где Тн— 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, сня­ тых после остановки водонагнетательных скважин, что позво­ ляет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при посто­ янном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную тем­ пературу и последовательно смешиваясь, обусловливают скачко­ образное изменение температуры потока смеси. Тогда приток QPi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению

температуры потока в пределах интервала смешения (за счет

М-1

(относительно рассматриваемого), причем для первого пласта

п

V Q{= Q,—Q„i, Q—общий дебит скважины; п — число пластов.

<-Н

Следует отметить, что расходо- и термометрия скважин поз­ воляют также определить места нарушения герметичности ко­ лонн, 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 лаборатор­ ных и промыслово-геофизических исследований изучением ох­ ватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивно­ сти (приемистости) скважин Ко, гидропроводность пласта е, пластовое давление р„л, пьезопроводность пласта к, комплекс­ ный параметр х/гс2 (гс— приведенный радиус скважины),

а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследова.- ниями — 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 предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодич­ ность осуществления исследований и измерений по каждой сква­ жине устанавливается с целью выявления всех изменений усло­ вий работы залежи и скважин и в основном предусматривает: а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследова­ ния; б) ежегодно — определять профиль притока и интервалов обводнения; в) один раз в полугодие измерять рпл и Гпл, опре­ делять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в на­ блюдательных скважинах); г) ежеквартально измерять р3; д) ежемесячно измерять газовый фактор (при рпл>Рн), е) один раз в 1—2 недели измерять газовый фактор (при рПл<рн), де­ биты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

Технология и техника гидродинамических исследований и измерений

Способ эксплуатации скважин накладывает технические огра­ ничения на гидродинамические исследования. Особенности, свя­ занные с этим, будут рассмотрены дальше.

Скважинные приборы для глубинных измерений подразде­ ляют на автономные (с местной регистрацией) и дистанцион­ ные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пе­ ром на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часо­ вого привода. Обрабатывают такие записи с помощью различ­ ных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с че­ тырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным дав­ лением на устье осуществляют с использованием лубрикато­

на котором спускается прибор в скважину. Автономные при­ боры 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 при­ боры— на кабеле с помощью автоматической исследовательской

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 поврежде­ нием брони кабеля или образованием петель на проволоке, при­ меняют устройство (УЛА-1), устанавливаемое между лубрика­ тором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления осуществляют скважинными ма­ нометрами 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 давле­ ния до 100 МПа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 МПа, область рабочих температур от —10 до +400 °С.

Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанцион­ ные дебитомеры (типа РГД-2М, «Кобра-36Р», ДГД-6Б, ДГД-8) и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26—42 мм, пределы измерения 5—200 м3/сут, ра­ бочие давление и температура 20—35 МПа и 70—100 °С. Ана­ логично для расходомеров соответственно: 42—ПО мм, 20— 3000 м3/сут, 50 МПа, 120 °С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного .и фонарного типов, раскрываемые с помощью двига­ телей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек-3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны 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 м3/сут. Они могут быть использованы также для измерения темпера­ туры до 80 °С.

В последнее время находят применение комплексные при­ боры: (Скважинные ! асходомеры-влагомеры ВРГД-36, «Коб­ ра-36 РВ», дистанционный прибор ДРМТ-3 (для измерения дав­ ления до 60 МПа и температуры до 180 °С в фонтанных и на­ сосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток-5» (для измерения давления до 25 МПа, температуры до 100 °С, рас­ хода 6—60 или 15—150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм; имеется локатор сплошности, обеспе­ чивающий 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 производи­ тельность и оценке фильтрационных параметров пласта, т. е. в получении и обработке индикаторной диаграммы (линии)— зависимости дебита от депрессии Q(Ap), где Ар--рил—Рз-

Технология исследования состоит в непосредственном изме­ рении дебитов скважин Q (или приемистостей нагнетательных скважин) и соответствующих им значений р3 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 последователь­ ных измерений Q) и составляет от нескольких часов до 2— 5 суток. 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 мер­ ную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками (типа Агат-1), а на индиви­ дуальных замерных установках (на выкиде из трапа) — турбин­ ными счетчиками или посредством дифманометров с дроссель­ ными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.

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

По результатам исследования строят индикаторные диа­ граммы (рис. 5.4). Значение дебита с поверхностных условий на пластовые пересчитывают с помощью объемного коэффици­ ента Ь, умножая измеренное значение дебита на Ь. Если инди­ каторная 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 продуктивно­ сти (приемистости) скважины

толщина пласта; р.— вязкость жидкости; RK, гс — радиус зоны дренирования пласта и приведенный радиус скважины.