Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

113 страниц

623.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководство предназначено для повышения информативности глубинных потокометрических исследований действующих скважин, т. е. исследований связанных с измерением профилей притока и приемистости, с определением мест притока воды, а также с послойным определением характеристик разреза. В Руководстве рассмотрены как технологические вопросы, связанные с проведением указанных выше измерений, так и вопросы связанные с обработкой и интерпретацией полученных результатов измерений.

Действие завершено 01.08.1982

Оглавление

1 Назначение и область применения Руководства

2 Виды потокометрических исследований скважин

3 Условия на забое, влияющие на показание приборов

   3.1. Особенности течения жидкости в перфорационной зоне ствола скважины и влияние вихревого движения жидкости на показания приборов

   3.2. Физические свойства забойной жидкости

   3.3. Влияние характеристик потока и физических свойств жидкости на показание преобразователей

4 Профили притока и приемистости

   4.1. Интегральный и дифференциальный профили

   4.2. Подготовка к исследованию скважины

   4.3. Методы измерения профилей притока или приёмистости

   4.4. Виды искажений интегральных и дифференциальных профилей приемистости

   4.5. Коррекция формы профилей притока и приемистости

   4.6. Нормирование и сопоставление профилей

   4.7. Определение водосодержания потока на забое и мест притока воды

   4.8. Приведение показаний дебитомеров к поверхностным условиям

   4.9. Интерпретация профилей притока и приемистости

5 Послойное определение гидродинамических характеристик продуктивного разреза

   5.1. Цели и методы послойного определения гидродинамических характеристик разреза

   5.2. Послойное определение коэффициентов продуктивности и приемистости

   5.3. Послойные методы исследования интерференции скважин

   5.4. Послойные методы исследования скважин по кривым восстановления давления и падения притока (КВдП)

   5.5. Определение пластовых давления многопластового месторождения

6 Литература

Показать даты введения Admin

Страница 1

ШШСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ пшышнности 8СЕС0ЦЗННЙ НЕФТЕГАЗОР.ий ИАУч110-ИССЛЕД(ВАТЕКЬСКИЯ ИНСТИТУТ (ВНИИ)

УТВЕРЗДАЮ ..

Заиестнтель Ниниотра нефтяной прогащдеиности

холимо!) э.',:.

" 1Гп -    197Бг.

РУКОВОДСТВО

по применение потокометрических скважинпах измерений при послойном определении характеристик эксилуатиру-омого разреза для контроля разработки нефтяних месторождений РД 39-1-73-78

1978

Страница 2

АННОТАЦИЯ

Настоящее руководство предназначено для повыпеяия миНормативности глубинных потокоиетркческях исследований действующих сква*ии,т.е, исследований связанных с измерением профилей притока и приемистости,с определением мест притока воды,а такие с пословный определенней характеристик разреза.

3 руководстве рассмотрены как технологические вопроси,связанные с проведением указанных выше измерений, так и вопросы связанные с обработкой и интерпретацией полученных результатов измерении.

Руководство предназначено для широкого круга нефтепромысловых работников.а такие работников геофизических контор и НИИ,занимающихся исследованием сквадин.

Страница 3

РД 39-1-73-78

стр.З

Руководство по применению погокометрических скважинных измерений при послойном определении характеристик эксплуатируемого разреза для контроля разработки нефтяных месторождений РД - 39 - I - 73 - 78

Приказом Министра нефтяной проиыпленяооги от i8.07.78 *? 365

Срок введения с    01.08    1978 г*

Срок действия до    01.08    1982 г.

вводится впервые

I. НАЗНАЧЕНИЕ, СЗЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РУКОВОДСТВА

Целью настоящего руководства являетоя повышение информативности глубинных лоюкометрических измерепий в скважинах как путем более лучшего использования получаемой информации,так и путем методически болев правильной постановки исслэдовакий.

Под потокометрическими исследованиями скважин будем подразумевать исследования, связанные с оп:;едолош'9м параметров потоков жидкости на забое, определяемые в функции глубины спуска прибора или в функции времени. Такими параметрами являются: обилий расход жидкости (для нахождения профилей притока г. приемистости) и расход по компонентам потока, т.е. по воде- нефти, свободному газу, плотность.и вязкость жидкости, скорость проскальзывания одной компоненты потока относительно другой,энергетические показатели потока (распределение тепоратуры и давления) и др.

Страница 4

*>Д 39-1-73-78 етр.4

Главной целью измерения расходов на забое является определение интенсивности эксплуатации каждого участка вскрытого продуктивного разреза. Многие виды лотокометрических измерений яь inютея составной частью измерений проводимых при исследовании скважин гидродинамическими методами. Исследования скважин с лри-манением потокометрических измерений позволяют определять гидродинамические характеристики не только интегрально, т.е. всего разреза в целом, но и дифференциально, т.е. каждого пласта в отдельности.

Анализ данных многих промысловых потокометрических измерений показывает, чп получаемая информация, часто бывает искаженной, что атрудняет ее использование. Эти искажения могут быть трех видов: интерпретационные, инструментальные и методические.

Интерпретационные искажения обусловлены неправильной обработкой первичных результатов. Как будет показано ниже вносимые пр.. построении дифференциальных профилей ошибки бывают столь значительны, что полностью искажают действительную картину притока или поглощения, вызывая ложные суждения о наличии непроницаемых пропластков, или наоборот участков с увеличенной плотностью притока. В результате профили, снятые в одной и той же ''квэжине с небольшим интервалом времени и при одном и том же режиме ее работы могут иметь противоречивые очертания.

Инструментальные ошибки обусловлены несовершенством глубинной измерительной техники и действием забойных возмущающих факторов. В результате затрудняется не только количественная оценка величин потоков, но и также искажается форма профилей. Знал и учитывая особенности инструментальных ошибок можно, при

Страница 5

РД 39-1-73-78 отр.5

соответствующей обработке материалов .глубинных исследований* путем коррекции получить болое точные данные*

Следует заметить, что корректировка результатов глубинных измерений в многофазных потоках не всегда выполнима из-за отсутствия ряда данных (эффективной вязкости смесей, их структуры и т.д*)* Приборы для определения этих данных в скважинных условиях пока' не производятся. Поэтому необходимо считзться п возможной погрешностью и знать, в каких случаях результаты измерений достаточно достоверны, а в каких нет.

Методические ошибки вызваны но соблюдением необходимых условий при проведении измерений (нарушением требуемого режима работы скважины, неправильным отсчетом показаний).

В руководстве даны рекомендации, направленные на уменьшение методических ошибок при проведении измерений расходса жидкости в скважине и измерения фазового состава жидкости и рекомендации по коррекции и интерпретации результатов измерений. В нем также рассмотрены методы послойного определения гидродинамических параметров пластов, поскольку эти методы связаны с измерением расходов флпмдов этих пластов.

Некоторые из перспективных методов, изложенные в руководстве, не получили распространения на промыслах и приведены главным образом с целью их популяризации и привлечения к ним внимания работников, занимающих разработкой и апробацией методов исследований.

Страница 6

2* вилы пйГ(лсоиетрическ::х ИССЛЕДОВАНИЙ сквлаин

Применяются следующие виды погокометрических исследований и Йодерений:

1.    Определение мест притока ил; приемистости флюидов.

2.    Определение соотношения величин расходов в различных частях продугаивного интервала скважины в установившемся режиме ее работы.

3.    Определение действующих величин расходов жидкости в налитых частях продуктивного интервала в установившемся режиме работы скважины.

Определение состава потока на забое по компонентам вода-нефть-газ и определение мест притока воды.

5. Измерение расходов или их соотношений в различных частях продуктивного разреза в неустановившомся. режиме работы скважины.

Многие из этих видов исследований и измерений проводятся в комплексе о мяноыетрическими. и термометрическими измерениями. Кроме того посредством локатора муфт (локатора Оплошности металла труб) проводится опредегение местоположения муфты обсадной колонны относительно продуктивных интервалов и местоположения интервалов перфораций.

При проведении дотокометрических исследовании часто.требуется получить профиль той или ино* измеряемой величины.

Профилей величины Л= Л(н) будем называть кривую, отображаю^'» закон изменения этой величины с координатой Н » т.е. глубиной. Могут бьть профили по расходу (профили притока-или приемистости)* профили водосодержания потока, профиль плотности нидко-

Страница 7

РД 39-1-°3-78 стр.7

сти, температурный профиль. Профили тн| называют иногда интегральными профилями. Для сокращения будем называть их просто профилями. В отличие от этого дифференциальным профилем называет-ся профиль, характеризующий интенсивность приращения измеряемой величины с приращением координаты, т.е.

dA (Ю ^ ДА dH “* ДН

(D

где дН - шаг квантования профиля.

3. УСЛОВИЯ НА ЗАВОВ, ВАЛЯЩИЕ НА ПОКАЗАНИЯ ПРИБОРОВ

3.1. Особенности течения жидкости в перфорационной зоне ствола скважины и влияние вихревого движения жидкости на показания приборов

Особенностью движения жидкости в зонах ее истечения (или поглощения) является вихреобразный, нестационарный по направлению закон перемещения жидкости. Эти особенности движения способ-ствугт такому же неравномерному закону движения жидкости в измерительном канале прибора. Усредиенныо трооктсрик движения жидкости имеют две составляющие - вертикальную и тангенциальную (перпенд- хулярную к оси) и поэтому они имеют вихревой, спиралеобразный характер. По мере удалении- от зоны истечения вихревое движение уменьшаемся и остается одна вертикальная составляющая *

Страница 8

ГД ЭУ-i.-<Э~40    Uip.O

потока. Протяженность зон интенсивного вихревого двикения зависит от числа Рейнольдса, и следовательно, пряно пропорциональна расходу жидкости (скорости течения, диаметру трубы) и обратно пропорциональна вязкости. Поэтому наибольшее влияние на показание приборов наблюдается в скважинах, имеющих большой удельный расход (т.е. расход.деленный на длину интервала истечения).

В вихревое движение вовлекается жидкость как выше,так и ниже интервалов истечения.В зонах резкого изменения величины потока жидкости вихревое движение выше и ниже точек истечении может иметь разное направление вращения.Так как показания турбинных дебигомеров и расходомеров зависят эт обеих составляющих скоро-с 'ей потока (вертикальной и тангенциальной),то наличие вихревого движения в рабочой полости этих приборов приводит к искажению их показаний.

На рисЛ приведены примеры профилей различных скважин,у которых наблюдается лревышеыио показаний на величину^ Q. над общим уровнем,обусловленное вихревым воздействием потока.В зависимости от направления углов атаки лопастей турбинок и направления вихреобраэного движения жидкости число оборотов турбинкк может быть как завышенным,так и заниженным.На рис.2 показаны различные возможные виды искажения-профилей при интенсивном истечении жидкости из двух перфорационных отверстий в модели колонны.Сопоставление истинного профиля,имеющего прямоугольную ступенчатую форму (вид.О) и полученных в этом случае посредством Турбинного дебитомора профилей.позволяет судить о возможном характере искажений их форм (вид 1-1У),в зависимости от направления вращения жидкости выше и ниже точек истечения и направления углов

Страница 9

о

lie. I. Искажения префь-сей,эы9ваннне вихревым движением жидкости

6*dxo 8г.-££-1-6£ Ш

Страница 10

ftrc. 2. Профили в модели холонмы при истечении жидхости из двух отверстии

РД 39-1-73-78    огр.10

Страница 11

РД 3*-I-''3-78 exp# II

атаки.

Искажения, вызванные вихрегым движением, в наибольшей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Зоны значительного проявлен"я вихревого движения могут распространяться на 1,5-2 метра выае и ниже интервала перфорации# Особенно значительно проявляется вихревое движение в том случае, когда интегральный профиль крутой, т.е. тогда, когда приток или приемистость жидкости сосредоточены на небольшом участке интервала.

Вихревое движение жидкости наиболее сильно сказывается на показания тепловых (термокондуктивных) дебитомеров, т.к, чувствительность их преобразователей равнозначна как к осевому, так и тангенциальному перемещению жидкости.

Вихревое движение может вызывать как кажущееся расширение интервала прлтока, так' и кажущееся сужение его. Искажения, вносимые вихревым потоком, связанные с увеличением показаний выше точки истечения и уменьшения показании ниже точки истечения (или наоборот) по форме могут иногда совпадать с искажениям.*, обусловленными нестабильностью коэффициента пакёровки. Если нестабильность коэффициента пакеровки вызвана самим пак^ром, л не нарушениями з колонне (например, выступами или вмятинами в колонне^, то повторный измерения .профиля будут давать несовпадение фермы, что позволяет отличить их от искажений, вызванных вихревым движение:*. Наличке влияния вихревого движения на форму профиля четко указывает лишь превышение уровня потока над общим уровнем вне интервала перфорации. Выявление влияния составляющих вихревого потока более детально монет быть выполнено путем существенного чзменеиия величины истока, например, путем изменения режима работы скважины*.

Страница 12

ГД Я>-1-У5-78 crp.L2

или путем использования приборов, имеющих равные, но противоположно направленные углы атаки лопастей турбинок.

3.2. Физические свойства забойной жидкости

Физическими свойствами забойной жидкости, которые необходимо учитывать при определении гидродинамических характеристик пластов и которые определенным образом влияют на показания чувствительных элементов потокометрических приборов в первую очередь являются: вязкость и плотность жидкости, объемаый коэффициент, температура жидкости.

Величина вязкости нефтей для большинства месторождений COOP лежит в пределах О,4-30 сП. Более 5C# месторождений имеют вязкость нефти в пластовых условиях 1,2-4,8 сП и 80£ скважин имеют вязкость ниже 10 сП. Среднее значение вязкости нефтей в пластовых условиях всех месторождений равно 2,2 сП. Вязкость нефти зависят от ее состава, температуры и количества растворенных в ней газов.

Вязкость воды зависит от ее* температуры, степени минерализации (рис, З)и обычно значительно нике вязкости нефти. Например, вязкость воды при температуре 50°С равсна 0,6 сП.

При работе в двухфазных потоках вида "вода-нефть" имеет значение отношение вязкостей компонент потока. Вязкость смеси в зависимости от структуры потока может во много ?аз превосходить вязкость каждой из компонент. Вязкость смеси расчету не поддается, Однако вязкость смеси видя "нефть в воде" обычно не лревы-вао* 3 сП.

Страница 13

З&э/гость, <2/7

РП 39-1-73-78 отрЛЗ

Рис. 3. Зависимость вязкости водьг от температуры и минерализации

Страница 14

Плотность нефти на забое скважины зависит от ее состава, количества растворенного в ней газа, давления и температуры.

Для большинства месторождений CUCР значения плотностей нефтей лежит в пределах 0,7-0,9 --Р-- . Плотность веды зависит ГЛаВ-

СМ’*

ним образом от степени ее минерализации и практически в забойных условиях лежит в пределах от I до 1,25.

Как видно из этих данных разность'плотностей смесей вода и нефти кокет достигать значительных величин.

Вязкость среды оказывает сущеотвенное-влипние на показания приборов. Это влияние сказывается па:

а)    величину коэффициента пакеревки,

б)    чувствительность турбинных преобразователей потока.

Для количественной интерпретации результатов глубинных

измерений и сопоставления их с данными поверхностных измерений дебитов необходимо знать объемные коэффициенты для нефти. Объемный коэффициент для нефти 6н определяется как отношение объема нефти Vhc совместно о растворенным в ней газом при давлении и температуре в скважине, к объему Vh того же-количества нефти на поверхности после ее дегазирования:

Он =

V нс У и

(2)

Величина Он зависит от количества растворенного в нефти газа. Для Зольшинства случаев она лежит в пределах от 1,05 до*Г, Если скважин^ вскрывает одним фильтром два пдаста, „а которых поступаем нефть с различными объемными коэффициентами или с ^ различной плотностью, то результирудае значения объемного коэффициента 6с*. или плотности Pctn снеси едкости мокко найти по

Ю.

Страница 15

ГД    ОТрЛЭ

следующим формулам

Бсчг бн Wh< + 6н Wh2

J’ch^ Ww*/> Wni

(*)

(3)

где

где    -    соответственно    значения    объемных коэф

фициентов и плотности для каждого пласта, Wm | Wh? объвиныо

концентрации жидкости притекаицей из каждого пласта в отдельности.

Аналогичным образом может быть найдена результирующая вязкость смесей двух сортов нефтей. Однако вязкость несмешивающихся жидкостей, например, воды нефти, таким образам определить нельзя* •Пример: из двух пластов поступает нефть и яода с плотностью соответственно 0,8 и 1,2 г/см3. Объемная концентрация воды (обводненность) составляет Wg = 0,4. Определить результирующую плотность смеси

смеси, измеренная, например, на забое посредством плотномера, и плоткбег-т воды.и нефти, то объемная концентрацп воды Ц в колонне может быть найдена путем использования приведенной вы*2е формулы’

Попутно отметим, что если известны результирующие плотность

(5)

Страница 16

Температуре, жидкости на забое зависит от глубины залега-ния пласта и от геотермического коэффициента. Для большинства месторождений она лежит в пределах 30-100°С.

В эксплуатационных скважинах изменение температуры, при фиксированном положении прибора* незначительно и если режим работы скважины существенно не изменяется, то условия работы по-токометрических приборов могут рассматриваться как изотермически о.

Изменение температуры среды вдоль интервалов перфорации » в большинстве случаев не превышает долей или единиц градуса Цельсия.

3.3. Влияние характеристик потока и физических свойств жидкости на показания преобразователей

Разность плотностей нефти и воды вызывает разную скорость их движения, проскальзывание одной компоненты потока относительно другой. Эго в свою очередь приводит к тому, что объемная концентрация каждой из компонент потока в стволе скважины не соответствует соотношению компонент притекающей к сКваякне нид-кости, т.е. расходнсй концентрации.

Погрешность измерения соотава жидкости и физических свойств смэсей, а также расхода зависит от несоответствия объемной концентрации каждой из компонент потока в измерительном канале прибора концентрации на входе в колонну, т.е. расходной концентрации.

Простейшим и известным примером такого несоответствия является наличие столба воды в колонне» через которую барботи-

Страница 17

РД 39-J-7>-78 exp.17

рует нефть* Количество воды в колонне.больше, чем притекает о нее. Эго несоответствие выражается через так называемую постоянную составляющую потока*

Под постоянной составляющей какой-либо из фаз потока будем подразумевать избыточность (или недостаточность) концентрации этой фазы в рассматриваемом элементарном объеме по сравнению с приточной (т.е. с расходной) концентрацией, обусловленной притоком через перфорационные отверстия* Наиболее точно измерительные преобразователи работают тогда, когда средняя скорость элементов каждой из компонент потока воды, нефти и газа равняется средней расходной скорости движения жидкости iVе/*; где Q - суммарный объемный расход всех компонент жидкости, F“ полное сечение потока. В этом случае выполняется соотношение

(6)

где и - соответственно производительность рассматриваемой С -той фазы потока и средне-статистическое значение площади занимаемое ей в рассматриваемом сечении потока.

Отличие средних скоростей каждой из компонент потока от средне расходных приводит к тому, что это соотношение не выполняется и отношение площадей будет больше или меньше на величину 6 о1ношения производительностей, т.е. будет иметь место соотношение

Ft

(?)

Белизна (Г является постоянной составляющей потока. Коли i -той фазой является водл <Tg ).*‘то величина поло^и*еаьна4к Эка

Страница 18

*r*

с-начает, что площадь, занимаемая водой по сечению трубы больше площади, которая была бы, если скорости нефти и воды были бы од'ь натвшш. Если С -той фазой является нефть (<П= бн)» то а вышеприведенном выражении следует поставить знак что соответствует меньшей площади нефти. Достоянные составляющие нефти и воды яри двухфазном потоке равны и противоположны по энаку.

Таким образом показания измерительных приборов зависят от соотношения скоростей и плотности фаз потока, а также от их концентрации.

Не вдаваясь в тдробности выводов укажем, что выходные сигналы турби_ныг измерителей расхода для вращающейся и заторможенной турбинок при работе в двухкомпонентном потоке вода-нефть

oy;jT:

(8)

(9)

где /t и { - соответственно выходные сигналы преобразователей с вращающейся и заторможенной турбинной, и j?3 коэффициенты преобразования; Щи «Wp, величины, соответствующие, действующим массовым концентрациям нефти и воды в измерительном канале прибора, fp - сумма произведений плотности каждой из компонент на Среднюю площадь, занимаемую каждой из компонентой.

vvf; .mt.fi

(10)

Страница 19

РД 39-1-75-78

отрД9

Показания измерительных преобразователей состава и физичеоких овойств среды зависятсог величины постоянной составляющей по-

,0" Vs Ир.8)

Выходной сигнал аквамера* ^ или влагомера является функцией действующей в колонне концентрации воды4 т.е. расходной концентрации воды и постоянной составляющей воды в колонне

<n = WiSl--(w,i*S)Si    «)

-    объемная концентрация воды;

-    измеряемая расходная концентрация золы на входах в колорну,

-    постоянная составляющая потока*

Применение сгруензправляющих или пакерующих устройств позволяет увеличить скорость потока через измерительный канал прибора и гем самым уменьшить разность скоростей компонент потока, что приводит к уыеньаению постоянной составляющей и позволяет повысит-, точность измерения* Заметим, что для газояид-котнах смесей разность скоростей остается высокой и при применении пакеров.

х) аквамером называется преоо^азователь для измерения га ва-бое водосодерхания продукция сквакинк, отличающийся от влагомера тем, что он использует контактный принцип-нреобразования количества воды в емкость преобразователя*Под контактированием подразумевается соприкосновение электропроводных ' астип жидкости о сближенными на ма*_ое расстояние изолированными электродами*

Страница 20

*• РД 39-1-73-78 crp.20

Не рис. Д приведены примера кривых для определеиия объемно;* концентрации воды в трубах от расходной скорости для различных значений расходной обводненности при разности плотностей нефти и воды равной 0»22. На рис. 5 и б даны зависимости величины постоянных составляющих от расходной скорости потока.

Если прибор пакерный и коэффициент лвкеровки превышает 0,8i то значение величины постоянной составляющей воды практически моэдо не учитывать.

Постоянная составляющая поток- зависит от ^зности скоростей компонент потока, которая в свою очередь определяется разностью их плотностей. На рис.- 7 показана зависимость скорости проскальзывания.компонент водо-нефтяного потока от разности их плотностей для капельной структуры.

Величина объёмной концентрации воды в обсадной колднне зависит от многих факторов - расхода, плотности коыпонепт жидкости, структуры потока и т.д. Приведенные примеры кривых для ее нахождения являются частными и не исчерпывают вое возможные случаи. Если известны плотности нефти и воды, то определение объемной концентрации воды vVg может быть выполнено путем измерения плотности их смеси на забое посредством беспакерного плотномера или градиснйнометра. Определение производится по формуле (5).

Бели же измерение плотности смеси выполнить такхз пакер-ным плотномером, то можно найти расходную концентрацию воды W„* и величины ее постоянной составляющей.

Постоянная составляющая потока при этом будет