Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

113 страниц

623.00 ₽

Купить РД 39-1-73-78 — 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.

  Скачать PDF

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

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПР01Ш1ШЕН0СТИ ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУчНО-ИССВДОЗАТЮГЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИ)

УТВЕРЖДАЮ ...

Заместитель Министра нефтяной продавленное™

РУКОВОДСТВО

по применении потокометрических скванинннх измерений при послойной определении характеристик эксплуатируемого разреза для контроля разработки нефтяных иесторокдений РД 39-1-73-78

1978

АННОТАЦИЯ

Настоящее руководство предназяаченочдяя повышения информативности глубинных потопометрических исследований действующих скважин,т.е, исследований связанных с измерением профилей притока и приемистости,с определением мест притока воды*а также с пословным определением характеристик разреза.

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

Руководство предназначено для широкого круга нефтепромысловых работников.а также работников геофизических контор и Ш1, занимающихся исследованием сгазанин.

РД 3*-I~r'3-78 стр.П

атаки.

Искажения, вызванные вихрегыы движением, в наибольшей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Зоны значительного лроявлен"я вихревого движения могут распространяться на 1,5-2 метра выше 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 (хермокондуктивных) дебитоыеров, т.к. чувствительность их преобразователей равнозначна как к осевому, так и тангенциальному перемещению жидкости.

Вихревое движение может вызывать как кажущееся расширение интервала притока, так' и кажущееся сужение его. Искажения, вносимые вихревым потоком, связанные с увеличением показаний выше точки истечения и уменьшения показаний ниже точки истечения (ила наоборот) по форме могут иногда совпадать с искажениямл, обуслов-.леяными нестабильностью коэффициента пакёровки. Воли нестабильность коэффициента пакеровки вызвана самим пак°ром, л не нарушениями в колонне (например, выступами или вмятинами в колоннеj, то повторный измерения .профиля будут давать несов&адевие фермы, что .позволяет отличить их от искажений, вызванных вихревым движением. .Наличие влияния вихревого движения на форму профиля чеххе указы--вает лишь превышение уровня потока над общим уровнем вне интервала перфорации. Выявление влияния составляющих вихревого потока более детально монет быть выполнено путем существенного чзнёнекия величины истока, например, путем изменения режима работы скважина,.

гд *>-1-73-78 стр.12

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

3.2. Физические свойства забойной жидкости

Физическими свойствами забойной жидкости, которые необходимо учитывать при определении гидродинамических характеристик пластов и которые определенным образов влияют на показания чувствительных элементов потоконетрических приборов в первую очередь являются; вязкость и плотность жидкости,объемный коэффициент, температура жидкости.

Величина вязкости нефтей для большинства месторождений CUCP лежит в пределах О,4-30 сП, Более 5С$ месторождений имеют вязкость нефти в пластовых условиях 1,2-4,8 сП и 8С$ скважин имеют вязкость ниже 10. оП. Среднее значение вязкости нефтей в пластовых условиях всех месторождений равно 2,2 сП. Вязкость нефти зависит от ее состава, температуры и количества растворенных в ней газов.

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

При работе з двухфазных потоках вида "вода-нефть" имеет значение отношение вязкостей коипоненх потока. Вязкость смеси в зависимости от структуры потока может зо много ^аз превосасодить вязкость каждой из компонент. Вязкость смеси расчету не поддается. Однако вязкость смеси виде "нефть в воде," обычно не превыт -шаох 5 сП.

РЧ 39-1-73-78


стрДЗ


В&зш?/т7д} аП


Рис, 3. Зависимость вязкостя воды от температуры н икпералкзацйи


РД 39-1-73-78 мрл*

Плотность нефяи на забое скважина зависит от ее состава,

количества растворенного в Heii газа, давления и температуры,

Для большинства месторождений СССР значения плотностей нефтей

ГР

лег иг в пределах 0,7-0,9 —. Плотность веды зависит -главен4

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

Как видно из этих данных разность'плотностей смесей воды и нефти может достигать значительных величин.

Вязкость среды оказывает существенное-влияние на показания приборов, Зто влияние сказывается на:

а)    величину коэффициента пакеревки,

б)    чувствительность турбинных преобразователей потока,

Дкя количественной интерпретации результатов глубинных

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

(2)

Величина бн зависит от количества растворенного в нефти газа. Для большинства случаев она лежит в пределах от 1,05 до '1,2.

Если скважине вскрывает одним фильтром два пласта, _з которых поступает.' нефть: с различными объемными .1Соэффициентами илиг. с\‘; различной плотностью, то результирувде значения объемного коэффициента &см. или плотности pct4 смеси жидкости мокко найти,по>.

гд    стр*х:э

6ch=^hWh<+ 6h Whz

(3)

/*,,=/} Ww*/>Wm

(4)

следующим формулам

где 6н, Ця.Я - соответственно значения объемных коэффициентов и плотности для каждого пласта, Wm } W»j объемные концентрации жидкости притекающей из каждого пласта в отдельности.

Аналогичным образом может быть найдена результирующая вязкость смесей двух сортов нефтей. Однако вязкость несмвшивающихся нид-костей, например, воды нефти, таким образом определить нельзя.

■Пример: из двух пластов поступает нефть а вода с плотностью соответственно 0,в и 1,2 г/см3. Объемная концентрация воды (обводненность) составляет Wfi = 0,4. Определить результирующую плотность смеси

WH«: -Wg =1-0,4=0,6.    Д=СГ,8.0,6+1,2.0,4

Попутно отметим, что еслг известны результирующие плотность смеси, измеренная, например, на забое посредством плотномера, и плотност’-! воды.и нефти, то объемная концентрация вода ц, колонне может бить каИдена путем использования приведенной вше формулы*

(5)

JcM " Jh

Л ~fn

Температура жидкости на эао'ое зависит от глубины залегания пласта и от геотермического коэффициента. Для большинства месторождений она лежит в пределах 30~I0G°C.

Б эксплуатационных: скважинах изменение температуры, при фиксированном положении прибора, незначительно и если режим работы скважины существенно яе изменяется, то условия работы по-топометрических приборов могут рассматриваться как изотермические.

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 раздую скорость их движения, проскальзывание одной компоненты потока относительно другой. Это в свою очередь приводит к тому, что объемная концентрация каждой из компонент потока в стволе скважины не соответствует соотношению компонент притекающей к скважине жидкости, т.е* расходной концентрации*

Погрешность измерения состава жидкости и физических свойств смесей, 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 йоды в колонне, через которую барботи-

РД 39-Т-75-78 отр.17


рует нефть* Количество воды в цолонне. больше, чей притекает и 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 %; Vе/'; где Q - суммарный объемный расход всех компонент жидкости, F~ полное сечение потока. В этом случае выполняется соотношение

_EL-_2l F ’ Q


(б)


где и FC - 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 S отношения производительностей, т.е. Судет иметь место соот


ношение




(?)


Величина 5* является постоянной.составляющей потока. Исли L -той фазой является вод" (<$1 >'.& ) so величина


с .качает, что площадь, занимаемая водой по сечению трубы больше площади, которая была бы, если скорости нефти и вода были бы одч-наковши. Если С -той фазой является нефть (<&= &), то в вышеприведенном выражении следует поставить знак ,,-"1 что соответствует меньшей площади нефти. Достоянные составляющие нефти и воды при двухфазном потоке равны и противоположны по знаку.

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

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

где h»t - соответственно выходныесигналы преобразователей с вращающейся и заторможенной .турбинной, А "А коэффициента преобразования; Щн и % величины, соответствующие, действующим марсовым концентращиям нефти и воды в измерительном канале прибора, рр - сумма произведений плотности каждой из компонент.на Среднюю площадь,.занимаемую каждой из компонентой.

РД 39-1-73-78 чтр.19

Показания измерительных преобразователей состава н физических свойств среды зависят ..от величины постоянной составляющей со-

Выходной сигнал аквамара5^ или влагомера является функцией действующе 2в колонне концентрации воды, т.е. расходной концентрации воды и постоянной составляющей воды в колонне

l(i=4$t=(4H$)St    ос

где Wj, - объемная концентрация воды; о V/д - измеряемая,расходная концентрация воды на входах в колонну,

S - постоянная обставляющая потока.

Применение струензправляющих или накерующих устройств позволяет увеличить скорость потока через измерительный канал прибора и тем самым уменьшить разность скоростей компонент потока, что приводит к уменьшению постоянной составляющей и позволяет повысит.» точность измерения. Заметим, что для газожид-котных смесей разность скоростей остается высокой и при применении пакеров.

х) аквамером называется, преоо^аэователь для измерения га забое вод©содержания продукция скважины, отличающийся от влагомера тем, что. он использует контактный принцип- !1реобразо-вания количества воды в. емкость преобразователя,Под контактированием подразумевается соприкосновение электропроводных.' астип жидкости с сближенными на ма^ое расстояние язо *-Яроваиными электродами.

* РД 39-1-73-76 C?rp.20

Не рис, h приведены примера кривых: для определения объемно;- концентрации воды в трубах от расходной скорости для различных значений расходной обводненности при раанооти плотностей, нефти и воды равной 0,22. На рис, 5 и 6 даны зависикости величины постоянных составляющих ох расходной скорости потока.

Если прибор пакерный и коэффициентпакеровки:превышает . 0,8; то значение величины постоянной составляющей водь; практически моусео не учитывать. '

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

Величина объёмной концентрации воды в обсадной колрнне зависит от многих факторов - расхода, плотности компонент «ид-кости, 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 водь. VVg нонет быть выполнено путем измерения плотности их смеси на забое посредством беспакерного. плотномера или градиенйномёгра. Определение производится по формуле (5).

Если же измерение плотности снеси выполнить таюьз пакер-нын плотномером, то можно найти расходную концентрацию воды W„g и величины ее постоянной составляющей.

Постоянная составляющая потока при этом будет

РД 39-1-73-78    Ctp.3

Руководство по применению потокоиетрическнх скважинных измере-ний при послойнои определении характеристик эксплуатируемого разреза для контроля разработки нефтяных месторождений РД - 39 - I - 73 - 78

Приказом Министра нефтяной промышленности от i'8.07.78 ft 365

Срок введения С    01.08    1978 г.

Срок действия до    01.08    1982 г.

вводится впервые

I. НАЗНАЧЕНИЕ, СоЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РУКОВОДСТВА

Целью настоящего руководства является-повышение информативности глубинных потокометрических измерений в скважинах как путем более лучшего использования получаемой информации,так и путем методически более правильной постановки исследований.

Под погокометричеекими исследованиями скважин будем подразумевать исследования, связанные с определением параметров потоков жидкости на забое, определяемые в функции глубины спуска прибора или в функции времени, Такими параметрами являются: общий расход жидкости (для нахождения профилей притока и 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 тепературы и давления) и др.

РД 39-1 -73-78 отр.21



Рио.4. Зависимость объемной, концентрации воды в водо-нефтяной смеси от расходной скорости смеси при различных значениях расходной обводненности

РД 39-1-73-78 отрл

Главной целью измерения расходов на забое является определение интенсивности эксплуатации каждого участка вскрытого продуктивного разреза, Многие виды потокометрических измерений яь шются составной частью измерений проводимых при исследовании скважин гидродинамическими методами* Исследования скважин с применением 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, чап 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 иди поглощения, вызывая ложные суждения о наличии непроницаемых пропластков, или наоборот участков‘с увеличенной плотностью притока. В результате профили, снятые в одной и той же скважине 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* Б результате затрудняется не только количественная оценка величин потоков, но и также искажается форма профилей. Зная in учитывая особенности инструментальных ошибок можно, при

РД 39-1-73-78 отр.5

соответствующей обработке материалов .глубинных исследований, путем коррекции получить более точные данные.

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

Методические ошибки вызваны не 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 расходов 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 флюидов этих пластов-.

Некоторые на перспективных методов, изложенные в руководстве, не получили распространения на промыслах и приведены главный 'образом с целью их популяризации и привлечения к ник внимания работников, занимающих разработкой и апробацией методов исследований,;

ГД 5У-1-73-78 СГр.б

2. вида псггшсметрическ::х исследований скважин

Применяются следующие виды потокометричесних исследований и измерений:

1.    Определение мест притока ил:: приемистости флюидов.

2.    Определение соотношения величин расходов, в различных частях продуктивного интервала скважины в установившейся режиме ее работы.

3.    Определение действующих величин расходов жидкости в р13-личчых частях продуктивного интервала-в установившемся режиме работы скважины.

Определение состава потока на забое по компонентам нода-нефхь-гаэ и определение мест притока воды.

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

Нногие из этих видов исследований и измерений проводятся в комплексе с мянометрическими. и термометрическими измерениями. Кроме того посредством локатора муфт (локатора Оплошности металла труб) проводится опредегэние местоположения муфты обсадной колонны относительно продуктивных интервалов и местоположения интервалов перфораций..

При проведении дотокомехрических исследований часто.требуется получить профиль той или иной измеряемой величины.

Профилем ветчины А= Л(н> будем называть кривую,, отсбра-жащу»' закон изменения этой величины с координатой Н *-л*е. глубиной^ Могут быть профили по расходу (профили прито1а-или приемистости), профили водосодержания потока, профиль плотности еидко-

РД 39-1-'’3-78    csp.7

оти, температурный профиль. Профили 71 (н) называют иногда интегральными профилями. Для сокращения будем называть их просто профилями. S отличие от этого дифференциальным профилем называется профиль, характеризующий интенсивность приращения измеряемой величины с приращением координаты, т.е.

<+>_ <Д-М    a- A7j

ср,_    - дн    {1)

где дИ - шаг квантования профиля#

3. УСЛОВИЯ НА ЗАБОЕ, ВЛИВДфЕ М ПОКАЗАНИЯ

ПРИБОР СВ

3*1# Особенности течения жидкости в перфорационной зоне ствола скважины и влияние вихревого движения жидкости на показания приборов

Особенностью движения жидкости в зонах ее ис-ечения (или поглощения) является вихреобразкый, нестационарный по направлению закон перемещения жидкости# Эти особенности движения способствуй? такому же неравномерному закону движения жидкости в" измерительном канале прибора. Усредненные троектсрии движения жидкости имек-т две составляющие - вертикальную и тангенциальную (перпенд* хулярнув к оси) и поэтому они имеют вихревой, сдирале-сбрапный характер. По мере удалении* от зоны истечошщ вихревое движение уменьшаемся и остается одна вертикальная составляющая *

гд уу-х- < to игр. о

потока. Протяженность зон интенсивного вихревого движения зависит от числа Рейнольдса, и следовательно, .пряы.о 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 показгния турбинных дебитомеров и расходомеров зависят от обеих составляющих скоро-с 'ей потока (вертикальной и тангенциальной),то наличие вихревого движения в рабочей полости этих приборов приводит к искажению ах показаний.

На рис.1 приведены примеры профилей различных скважин,у которых наблюдается превышение показаний на величину ,д Q.. над общим уровнем,обусловленное вихревым воздействием потока.В зависимости от направления углов атаки лопастей турбинок и направ-. нения вихреобраэного.движения жидкости число оборотов хурбинки может быть как завышенным,так и заниженным.На рис,2 яокаааны различные возможные виды ,скакания-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 дабитомера профилей,позволяет судить о возможном ха- рактере искажений их форм (вид 1-1У),в зависимости от направления вращения жидкости выше и ниже точек истечения и направления углов


I


lie. I. Искажения префклей.эывваннне зижревни Движением гидкости


РД 39-1-73-78 стр.9


1,2 Точки ИСТЕЧЕНИЯ


Ol'dio BL-£l~l-6£ Jfa


Ряс. 2,


профили в иоделк колонны при истечении жидкости из двух отверстий