2. Физические основы методов исследования эксплуатационных скважин

Эффективность решения задач нефтепромысловой геофизики наряду с правильным выбором комплекса методов, рациональной технологией проведения работ в скважинах, определяется, что особенно важно, качеством интерпретации.

Процесс геофизической интерпретации является достаточно сложным и объясняется неоднозначностью решения обратной задачи и иногда приближенностью самого решения. Поэтому из нескольких возможных вариантов интерпретации необходимо выбрать наиболее достоверный. Это можно сделать, если грамотно использовать всю информацию о зарегистрированных параметрах физических полей в пласте и скважине. А для этого, в свою очередь, необходимо знание физики методов исследования скважин и основных процессов, протекающих в пласте и скважине.

Основными методами исследования эксплуатационных скважин являются термометрия, барометрия, расходометрия, шумометрия, методы состава. Для привязки геофизического материала используют методы гамма-каротажа (ГК) или нейтронного гамма-каротажа (НГК) и локации муфтовых соединений (ЛМ).

Рассмотрим физические основы геофизических методов.

2.1. Термометрия

Метод термометрии является одним из наиболее информативных методов при решении широкого круга нефтепромысловых задач: [3]

• выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов;

• выявление заколонных перетоков снизу и сверху;

• выявление внутриколонных перетоков между пластами;

• определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины;

• определение нефте-газо-водо-притоков;

• выявление обводненных пластов;

• определение динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве;

• контроль работы и местоположения глубинного насоса;

• определение местоположения мандрелей и низа НКТ;

• оценка расхода жидкости в скважине;

• оценка Р_пл и Р_нас ;

• определение Т_заб и Т_пл ;

• контроль за перфорацией колонны;

• контроль за гидроразрывом пласта.

Детальная теория метода термометрии описана во многих литературных источниках [1,2,3,6]. Здесь же дается описание основных тепловых эффектов, проявляющихся в пласте и скважине при ее эксплуатации.

Температурное поле в скважине определяется баротермическим эффектом, эффектом Джоуля-Томсона, адиабатическим и калориметрическим эффектами, конвективным переносом тепла, явлением разгазирования (фазовыми переходами) и теплопроводностью. Проявление этих эффектов в скважине зависит от различных факторов: геотермического распределения температуры, коллекторских свойств пластов, состава притекающего из пласта флюида, газового фактора, обводненности продукции, скорости движения флюида по стволу скважины, значения давления насыщения, режима работы скважины.

Теплопроводность - один из видов переноса теплоты от более нагретых частей тела к менее нагретым, приводящий к выравниванию температуры. Количество передаваемой теплоты q по закону Фурье равно: q=Г, где  - коэффициент теплопроводности, Г - геотермический градиент. Для нестационарных процессов вводится коэффициент температуропроводности вещества a=/(c), с - удельная теплоемкость,  - плотность вещества.

Адиабатический эффект характеризует термодинамический процесс, протекающий в системе без теплообмена с окружающей средой. Изменение температуры при этом определяется как dT=·dP, где dT - приращение температуры, dP - малое изменение давления,  - дифференциальный адиабатический коэффициент флюида: , где  -коэффициент термического расширения, C_p – удельная теплоемкость флюида при постоянном давлении. Адиабатический эффект в стволе скважины проявляется, когда темп изменения давления существенно превышает темп теплообмена между жидкостью в скважине и окружающими породами.

Дроссельный эффект наблюдается при движении флюида под действием разности давлений dP через среду, обладающую гидродинамическим сопротивлением, например, при движении нефти или воды по эксплуатируемому пласту. Этот эффект заключается в изменении температуры флюида и в случае стационарного адиабатического дросселирования описывается теорией эффекта Джоуля - Томсона. Изменение температуры dT на пути с элементарным перепадом давления dP определяется как dT=·dP, где  -дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона флюида, К/Па. Коэффициент  можно рассчитать по формуле: .

В нестационарном поле давления температурное поле пласта обусловлено проявлением баротермического эффекта, т.е. изменение температуры определяется формулой: dT=(t)··dP, где , а - параметр, учитывающий мгновенный теплообмен между жидкостью и скелетом пористой среды, m – пористость, C_п =m·C_ж + (1-m)C_ск – объемная теплоемкость насыщенной жидкостью пористой среды, C_ж – объемная теплоемкость жидкости, C_ск – объемная теплоемкость скелета породы.

Калориметрический эффект возникает при смешивании жидкостей, имеющих различную температуру, в интервалах перфорации и в местах нарушения обсадных колонн. При этом температура более холодной жидкости повышается, а более нагретой понижается. Если смешивается жидкость массы m₁, имеющая теплоемкость с₁ и температуру Т₁, с жидкостью массы m₂, имеющей теплоемкость с₂ и температуру Т₂, то температура смеси Т_см вычисляется с использованием закона сохранения тепловой энергии m₁·c₁·Т₁+m₂·c₂·Т₂=(m₁·c₁+m₂·c₂)·Т_см.

Отсюда

Конвективный теплоперенос обусловлен переносом тепла жидкостью, движущейся по пластам, в стволе скважины и в пространстве за колонной. Различают естественную и вынужденную тепловую конвекцию. Естественная конвекция возникает при различии плотностей жидкости, связанной с ее минерализацией или с различием температуры. Более нагретые и, следовательно, более легкие жидкости обычно стремятся двигаться вверх, тогда как холодные и плотные движутся вниз. Естественная тепловая конвекция может возникать и в однородной среде при градиенте температуры, большем критического, величина которого зависит от радиуса скважины, вязкости и коэффициента термического расширения жидкости. Интенсивность конвективного теплопереноса зависит от разности температур между слоями жидкости, теплоемкости, плотности среды и скорости ее движения. Вынужденная конвекция возникает за счет перепада давлений.

Разгазирование жидкости - процесс выделения из жидкости газа при снижении давления ниже давления насыщения. Давление насыщения нефти газом - это давление, при котором начинается разгазирование нефти, выделение растворенного газа в свободную газовую фазу (появляются первые пузырьки газа). Этот процесс характеризуется теплотой разгазирования, происходит поглощение тепла, что приводит к изменению температуры жидкости (она охлаждается). На термограммах при этом может отмечаться понижение температуры. При снижении давления ниже давления насыщения в пласте наблюдается многофазная фильтрация (в движении участвуют газ, нефть, вода). Температурное поле в этом случае определяется эффектом Джоуля-Томсона при дросселировании газированной жидкости, адиабатическим эффектом и теплотой разгазирования, поэтому величина температурной аномалии на термограммах определяется суммарным вкладом этих эффектов.

2.2. Расходометрия

Дебит и приемистость - важнейшие параметры, контролируемые в процессе разработки месторождения, которые определяют расходомерами различных типов. Расходомеры подразделяются на гидродинамические и термокондуктивные.

Измерения гидродинамическими расходомерами проводятся для

• определения профиля приемистости и отбора жидкости;

• оценки расхода жидкости в скважине;

• определения гидродинамических параметров пластов;

• определения мест негерметичности колонны и забоя скважины;

• определения внутриколонных перетоков между пластами;

• косвенный метод определения заколонных перетоков.

Измерения теромокондуктивными расходомерами позволяют решать задачи

• определения интервалов притока;

• определения мест негерметичности колонны и забоя скважины;

• определения глубины забоя скважины;

• определения местоположения низа НКТ.

Для решения всех этих задач в разрезе добывающей скважины необходимо выделить интервалы, из которых происходит приток жидкости в ствол скважины, и оценить его объем для каждого пласта. В нагнетательных скважинах следует выделить интервалы поглощения жидкости и определить ее объем для каждого пласта. Метод расходометрии основан на регистрации скорости и расхода жидкости или газа за некоторый период времени.

Наиболее распространено использование механических чувствительных элементов (гидродинамическая турбинка), в которых поток вращает тело (рис.5). Турбинка (вертушка) вращает вал с магнитами, расположенный внутри обмотки. В результате движения магнитов в катушке индуцируется ток, величина которого измеряется, и на основе этих измерений вычисляется количество оборотов вертушки в секунду.

Число оборотов при этом пропорционально расходу. С помощью таких расходомеров производят непрерывную или поточечную регистрацию. Результатом исследований расходомерами является кривая изменения притока или поглощения жидкости с глубиной, которая называется профилем притока или приемистости.

Используются также более чувствительные приборы – скважинные термоиндикаторы притока (СТИ). Они позволяют выделять притоки жидкости с помощью одиночного нагревательного элемента по его охлаждению, но количественных определений расхода, как правило, не дают. Обычно измерения расходомерами проводят на подъеме прибора. Поскольку СТИ реагирует на притоки, а в зумпфе находится застойная вода, то уровень показаний, который устанавливается в зумпфе, определяется тепловыделением в датчике, скоростью движения прибора, конструкцией датчика. Вид кривых выше интервалов перфорации зависит от соотношения скоростей прибора V_пр и потока V_п в скважине.

Рис.5. Схема непрерывного расходомера

2.3. Барометрия

Метод барометрии позволяет определять:

• гидродинамические параметры пластов;

• Р_пл и Р_заб;

• плотности флюида в стволе скважины;

• утечки в НКТ;

• глубины динамического уровня жидкости и забоя скважины.

Для решения этих задач в скважине проводят исследования манометром.

Применение дифференциального манометра основано на измерении разницы давления между двумя сильфонами, которая используется для расчета плотности флюида между сенсорами. При увеличении давления сильфоны сжимаются, и стержень двигается пропорционально разнице давления между ними. Магнитный сердечник на конце стержня генерирует сигнал, пропорциональный движению стержня в катушке трансдуктора, который в свою очередь, пропорционален плотности жидкости.

Рис.6. Схема дифференциального манометра