Doslidjenya2

ЛЕКЦІЯ 18 АНАЛІЗ МЕТОДІВ ДОСЛІДЖЕННЯ

СВЕРДЛОВИН ТЕРМОКОНДУКТИВНОЇ ПОТОКОМЕТРІЇ

18.1 Аналіз термометричних методів дослідження нафтових і газових свердловин

Відомо, що температура пластових флюїдів (нафти, газу і води) дорівнює геотермічній температурі на глибині залягання продуктивних горизонтів.

Піднімаючись вверх по стовбуру свердловини, потік свердловинної продукції, контактуючи переважно з більш холодними стінками металевих труб, охолоджується. При незначних дебітах нафтових свердловин температура свердловинної продукції на гирлі тільки на 2 - З °С є більшою від температури нейтрального температурного шару свердловини. При значних дебітах ця температура може бути вищою на 20 - 30 °С.

Фільтрація рідини та газу в пористому середовищі продуктивних пластів є дросельним процесом. При умові збереження постійного тепловмісту свердловинної продукції зміна температури T за рахунок дросельних процесів визначається наступною наближеною формулою:

299

Значення цього коефіцієнту є позитивним при фільтрації через порове середовище рідини (температура її зростає) та від'ємним при фільтрації газу. При значних депресіях Р температура нафти на вибої свердловини може виявитись на 4 - 6 °С вищою від пластової, а температура газу, навпаки, може зменшитись на 20 – 40 °С.

У видобувних нафтових свердловинах, які експлуатують декілька продуктивних горизонтів, свердловинна продукція поступає на вибій із різними температурами і піднімаючись вверх та змішуючись між собою, температури різних потоків вирівнюються.

Зміна температури висхідного нафтового потоку в межах декількох продуктивних горизонтів підпорядковується колометричному закону, тобто:

де Сн та Св - теплоємність свердловинної продукції

відповідно нижнього та верхнього горизонтів;

Qн та Qв - витрата газорідинної суміші відповідно нижнього та верхнього горизонтів;

300

Tн - зміна температури (по відношенню до

пластової) при поступленні свердловинної продукції в нижній пласт;

Tв - ця ж зміна на рівні продуктивного пласта

(див. рис. 18.1).

Співвідношення (18.1) дозволяє на основі аналізу термограм діючих свердловин виділити продуктивні пропластки і встановити з певною мірою точності їх продуктивність.

Як показано на рисунку 18.1 а, продукція з двох горизонтів, зміщуючись між собою, отримує якусь температуру Т у , яка відрізняється від умовної

геотерми Т , яку отримано шляхом термодинамічних досліджень свердловини після тривалої її зупинки.

Фактичні лінії термометричних досліджень свердловин мають, як правило, складний характер (див. рис 18.1, б). Їх якісна інтерпретація можлива при співставленні даних термографічних геофізичних методів виявлення глибини залягання та товщини продуктивних пропластків та даних їх дебітометрії.

301

Результати таких досліджень дають важливу інформацію про геологічну будову та стан розробки покладу: ступінь неоднорідності пласта, виробки запасів нафти, коефіцієнт охоплення витісненням нафти в процесі ППТ. Крім того, така інформація потрібна для якісної обробки результатів гідродинамічних досліджень свердловини всіма розглянутими вище методами.

Ці методи дають також можливість підвищити ефективність геолога-технічних заходів, направлених на інтенсифікацію припливу рідини до свердловини та вирівнювання їх профілю припливу та поглинання.

Найбільш поширеними і найбільш точними є методи дослідження характеру припливу та поглинання рідини з допомогою глибинних витратомірів та дебітомірів. При їх використанні послідовно вимірюють витрату (поглинання) рідини по товщі пласта. Оскільки таку витрату можна виміряти в довільній точці стовбура свердловини, тоді це забезпечує будь-яку ступінь диференціювання сумарного припливу (поглинання), теоретично, аж до виділення кожного окремого отвору перфорації.

Очевидно, що такі дослідження можливі у фонтанних, газліфтних та нагнітальних свердловинах, тому особливо важливе їх проведення у фонтанний період розробки до переводу більшості свердловин на механізований спосіб експлуатації. В окремих випадках можна тимчасово перейти на газліфтний

303

спосіб експлуатації з допомогою пересувних компресорів.

Дебітограми корисно будувати на стандартних бланках геофізичного каротажу. При цьому, спочатку слід будувати інтегральну лінію, яка показує зростання дебіту від нижніх до верхніх отворів перфорації (див. рис. 18.1, а), а потім диференціальну (див. рис.18.1, 6), яка показує величину припливу рідини в свердловину на одиницю товщини пласта. Лінії а і б доповнюють одна одну, хоча більш важливою є інтегральна дебітограма. Побудова диференціальної дебітограми проводиться на основі показів глибинного дебітоміра, причому дебіт окремих пропластків знаходять у відносних величинах до сумарного дебіту свердловини, які вимірюють на поверхні.

304

Рисунок 18.2 – Профіль припливу рідини до вибою свердловини

Як видно із прикладу, наведеного на рис. 18.1, з 4-х продуктивних пропластків, об'єднаних перфорацією в єдину систему, третій пропласток при заданому в процесі дослідження режимі роботи свердловини виявився непрацюючим (приплив рідини відсутній). Четвертий пропласток працює не на повну товщину продуктивного пласта, а найбільший приплив у відсотковому відношенні спостерігається із верхньої частини четвертого пропластка.

Знімати (вимірювати) профіль припливу можна з будь-яким кроком, хоча зменшування його нижче 0,5 м може бути доцільним тільки при проведенні деяких спеціальних досліджень (особливо точна відбивка меж інтервалів припливу, виявлення інтервалів тріщин після проведення ГРП або отворів ГПП).

Порівнюючи профілі припливу чи поглинання рідини при різних режимах роботи свердловин, можна зробити важливі висновки про характер фільтрації рідини та визначити оптимальні режими роботи видобувних та нагнітальних свердловин.

Глибинні дебітоміри (для видобувних свердловин) та витратоміри (для нагнітальних свердловин) є, переважно, дистанційними приладами, покази яких передаються на поверхню по одножильному кабелю і реєструються на вторинних приладах.

305

Більшість дебітомірів (типу РГД-2М, РГД-Зб, Кобра-36) обладнуються спеціальними пакерами, з допомогою яких весь вимірювальний потік проходить через прилад та його чутливий елемент. Переважно чутливими елементами є турбінки, які обертаються потоком рідини. Частота обертів перетворюється в електричний сигнал з допомогою магнітного переривача. На поверхні швидкість обертання турбінок дебітомірів (витратомірів) вимірюються частотомірами та лічильниками імпульсів струму.

В практиці досліджень застосовують також і комплексні глибинні прилади (Потік-4), які одночасно вимірюють дебіт, обводненість, тиск та температуру.

Контрольні питання до лекції 18

1 За якою наближеною формулою визначається зміна температури за рахунок дросельних процесів у свердловинах?

2 Якому закону підпорядковується зміна температури висхідного нафтового потоку в межах декількох продуктивних горизонтів?

3 Що таке “геотерма”? Як її отримують?

4 Поясніть вплив процесу змішування потоків на загальну температуру суміші, що поступає з свердловини?

5 Поясніть термограму, яку отримано при наявності декількох продуктивних пропластків?

306

6Які методи необхідно застосовувати в процесі проведення гідродинамічних досліджень видобувних та нагнітальних свердловин? Що вони передбачають?

7Що являють собою методи дослідження характеру припливу та поглинання рідини з допомогою глибинних витратомірів та дебітомірів?

8Що таке “дебітограма”? Як її отримують?

9Які Ви знаєте глибинні дебітоміри? Дайте їм характеристику.

307