Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

породами.

Кроме  них,  на  распределение  температуры  влияют  расход  и  состав  флюида,

структура и  направление потока.

К  настоящему  времени  определились  следующие  задачи,  которые  могут  решаться

высокочувствительной  термометрией:

-  выделение   интервалов  притока (приемистости),  в  том  числе  и

слабоработающих перфорированных пластов;

-  выявление  заколонных перетоков из неперфорированных пластов;

-  определение   притоков  в  скважину  из  мест  негерметичности  обсадной

колонны.

3.1.4 Акустические методы

Метод  шумометрии  предусматривает измерения уровня   и спектра акустических

шумов,  возникающих  в  скважине  при  различных  термодинамических  процессах. 

Частотный диапазон этих шумов лежит в широком  спектре от нескольких десятков Герц

до  сотен  кГерц. Шумовое поле,  генерируемое  турбулентным  газожидкостным  потоком,

воздействует  на чувствительный элемент пьезокерамического датчика. Реакцией датчика

на звуковое излучение является электрический  сигнал, поступающий в электронный  блок

широкополосного  усилителя  напряжения,  где  происходит  усиление  сигнала  до

необходимой  величины.  При  средней  выбранной  чувствительности  пьезокерамических

датчиков  из    ЦТС-19  предварительный  усилитель  напряжения  имеет  коэффициент

усиления Ку ≥100, чем для хорошего согласования входа усилителя с датчиком применена

схема  токового  повторителя,  выполненная  на полевом  транзисторе. Нормальный  сигнал

по  напряжению  подается  на  усилитель  мощности. Необходимость  усилителя  мощности

обусловлена тем, что питание глубинного прибора и снятие полезного информационного

сигнала  происходит  по  одножильному  каротажному  кабелю  на  поверхности.

Поступивший сигнал по кабелю на поверхность подается на полосовые фильтры, которые

позволяют фиксировать  интенсивность шума в диапазоне  частот от 1.3 до 60 кГц.

Акустический шумомер является индикаторным прибором и строгой калибровке не

подлежит.  Замеры  проводятся  в  точках,  в  интервалах  с  аномальной  интенсивностью

шумов и непрерывно со скоростью 300-600 м/ч как на спуске, так и на подъеме.

Исходя из проведенных  модельных работ и практических результатов по скважинам

можно  определить  область  эффективного  применения  шумометрии  для решения

следующих промысловых  задач: 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 36

1. Определение герметичности труб (обсадных колонн, в том числе через НКТ, самих

НКТ,  для  определения  факта  работы  газлифтных  клапанов  и  оценки  утечек

жидкости из НКТ в ЭЦН и ШГН скважинах).

2. Определение   герметичности  заколонного  пространства  вблизи  вскрытого фильтра

(ОГЗП).

3. Оценка профиля  работы фильтра.

4. Оценка  наличия   высокорасходных   заколонных   перетоков  вне  продуктивных

горизонтов.

5.1.5 Расходометрия

Расходометрия  является  одним из  основных  методов изучения  эксплуатационных

характеристик пласта. При  контроле  разработки нефтяных месторождений применяются

две модификации  метода:  гидродинамическая и  термокондуктивная  расходометрия. Обе

модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин.

3.1.5.1 Гидродинамическая расходометрия

Измерения расходомерами  используют для решения следующих  задач:

-  выделения   интервалов  притока  или   приемистости  в  действующих

скважинах;

-  выявления   перетока  между перфорированными  пластами  по  стволу

скважины после  ее остановки;

-  распределения   общего (суммарного)  дебита  или   расхода  по  отдельным

пластам, разделенным  неперфорированными интервалами;

-  получения   профиля  притока  или   приемистости  пласта  по  его   отдельным

интервалам.

Каждый  комплект  расходомера  должен  быть  снабжен  градуировочной

характеристикой,  представляющей  собой  зависимость  показаний  прибора  от  объемного

расхода  жидкости (м3

/сут).  Градуировка расходомера производится  на  воде,  на

специальном  гидродинамическом  стенде.  Одновременно  определяется  коэффициент

пакеровки прибора и его стабильность.

Стабильность  характеристик  прибора  и  их  соответствие  градуировочному  графику

контролируется  в  промысловых  условиях  по  результатам  сопоставления  суммарных

дебитов (расходов)  скважин,  определенным  по  данным  расходомера  и  в  замерном

устройстве  на  поверхности.  Расхождение между ними  не  должно  быть  более 20%. При

этом  дебит (расход  скважины),  измеренный  на  поверхности,  должен  быть  приведен  к

забойным  условиям  и  погрешность  его  определения  не  должна  превышать  10%.  Если 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 37

расхождения в  суммарных дебитах превышают 20%, необходима повторная градуировка

расходомера на гидродинамическом стенде.

Программа  работ  для  установления  распределения  суммарного  дебита  по  пластам

предусматривает точечные измерения и запись непрерывной  кривой. В начале проводятся

точечные  измерения  в  перемычках  между  исследованными  пластами,  а  также  выше  и

ниже  интервалов  перфорации.  Число  точек  в  каждом  интервале  исследований  должно

быть не менее  5,  расстояние между ними  0,2 –  2 м. Расхождения между измерениями  в

одной  точке  в  перфорированном  участке  не  должны  превышать  5%.  Для  контрольных

измерений достаточно по одной точке в каждом интервале.

Для  определения  отдающих (принимающих)  интервалов  перфорированного  пласта

записывается  непрерывная  диаграмма  в  интервалах  перфорации  и  в  10-20  м  участках

ствола, прилегающих к ним.

В  скважинах,  дающих  чистую  нефть  или  только  воду,  результаты  измерения

дебитомером  являются  достаточными  для установления  места притока жидкости  в

скважину  и  характера  насыщения  соответствующих  интервалов  в  случае,  когда  нет

затрубной  циркуляции,  прорыва нагнетаемых вод и целостность обсадной  колонны

установлена.  В скважинах,  дающих  нефть с водой,  исследования  расходомерами не

решают  задачу  по  разделению  на  нефте-  и водоотдающие  интервалы,  для этих  целей

должен  применяться  более  расширенный  комплекс  геофизических методов.

Эффективность  использования  расходометрии  при исследовании  скважин зависят от  ее

технического  состояния  в  интервале  перфорации.  Расходограммы,  полученные  в

скважинах,  где продуктивный  интервал  был вскрыт  перфораторами ПК-103,  легко

интерпретируются  в интервалах перфорации – по ним  можно построить профили отдачи

или  приемистости  по  всему  отдающему  или  принимающему  интервалу  при  условии

целостности  цементного  камня  за  колонной. Однако  на  ряде  нефтяных  месторождений

перфорация выполнена  ленточными кумулятивными перфораторами, которые разрывают

или  деформируют  колонну.  При  снятии  профилей  притока  или  поглощения  в  таких

скважинах,  как правило,  наблюдается значительный  разброс показаний расходомера и

построить профиль  отдачи или приемистости продуктивного  интервала по  этим  данным

нельзя.  Поэтому  такие  скважины  должны  исследоваться  между  интервалами  в

перемычках,  где показания расходомеров  при постоянном  коэффициенте  пакеровки

стабильны. Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и

добываемой  жидкости  из  него,  а  также  поинтервальное  распределение  отдачи  и

приемистости  по толщине перфорированного интервала  на количественном уровне. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 38

Для  изучения  профиля  притока  малодебитных  скважин  рекомендуются  замеры

термокондуктивным  расходомером  типа  СТИ,  который дает  качественную  картину

работы  интервала  перфорации.  Для  количественных  определений  профиля  притока

рекомендуется пакерный расходомер типа РТ-36 с коэффициентом пакеровки 07-08.

Требования к  механическим расходомерам:

-  динамический  диапазон (отношение  максимального   дебита  к

минимальному) для пакерных приборов – 10, для беспакерных – 50;

-  нижний  предел  изменения  для  пакерных  приборов  не  более 5  м3

/сут,

беспакерных – 20 м3

/сут;

-  коэффициент  нелинейности – не более ±  3%;

-  погрешность  в измерении скорости турбинки ± 5%;

-  коэффициент  пакеровки не менее 0.9;

-  отношение  полезного сигнала к уровню  помех – 5.

Расхождение  в  суммарных  дебитах  по  расходомеру  и  замерам  на  поверхности  не

должно превышать  ± 20%.

3.1.5.2 Термокондуктивная расходометрия

Термокондуктивный  расходомер  представляет  собой один  из  видов

термоанемометра (термокондуктивный  анемометр),  работающего в режиме  постоянного

тока.  Принцип  работы  таких  расходомеров  основан  на  зависимости  температуры

подогреваемого  термодатчика  от  скорости  потока.  Термодатчиком  в  приборе  служит

резистор,  нагреваемый  током  до  температуры,  превышающей  температуру  окружающей

среды.  Величина  приращения  температуры  термодатчика   DТ,  позволяющая  судить  о

скорости потока,  определяется  либо по измерениям приращения  сопротивления  датчика

DК (прибор  типа  СТД),  либо  по  измерениям  приращения  частоты  Df,  когда датчик

включен в частотно-зависимую  схему (прибор типа ТЭД-2, Т4).

Однако  наряду  со  скоростью  потока,  на  показания  термокондуктивных

расходомеров  влияют  факторы (теплофизические  свойства)  среды,  режим  течения,

геометрия  обтекания  датчика  потоком  и  т.д.,  которые  не  могут  быть  учтены  при

интерпретации  полученных  результатов.  Это  обстоятельство  не  позволяет  использовать

данные  этих  расходомеров  для  получения  количественной  информации  о  дебитах