Способ обнаружения местонахождения затрубных водои газонефтяных контактов в процессе работы скважин

 

Использование: добыча нефти и газа, в частности для определения затрубных врдои газонефтяных контактов в процессе работы скважин. Сущность изобретения: способ включает снятие контрольной термограммы по геометрическому градиенту до начала отбора жидкости из скважины и рабочей термограммы во время работы скважины , сравнение контрольной и рабочей термограмм и выделение местоположения затрубных водои газонефтяных контактов по точкам изгиба на рабочей термограмме. Рабочую термограмму снимают при установившемся отборе жидкости вдоль всего лифта, профиль рабочей термограммы сглаживают путем усреднения результатов измерения, а при нечеткости изгибов на рабочей термограмме увеличивают отбор жидкости до четкого выделения точек изгиба на рабочей термограмме. 2 ил. 00 ю о Ј

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИЧ ЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si>s Е 21 В 47/06

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOIVlY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕHTHOE

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ CCCP) (21) 4630751/03 (22) 03.01.88 (46) 07.06.93. Бюл. Р 21 (71) Азербайджанский политехнический институт им. Ч.Ильдрыма (72) М.A.Гаджиев (56) Гиматудинов И.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М.: Недра, 1983, с. 60.

Поэин Л.З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин.

M. Недра, 1964, с. 3-4, 70-110.

Дахнов В.Н. и др. Термические исследования скважин. М.: Гостоптехиэдат, 1552.

Чекалюк Э.Б. Основы пьеэометрии залежей нефти и газа. Киев: Госиздат. техлитературы УССР, 1961, с. 168-173.

Руководство по применению геологогеофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-4-699-82. M.: Миннефтепром, ВНИ01, ВНИИНГ, 1982, с. 14.

Крейт Ф. и Блэк У. Основы теплопередачи ° M., 1983, с. 58-61, 23, 1434.

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к определению эатрубных водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин., Известно, что недостаточность информации о динамическом уровне приводит к отклонениям от режима отбора,, Ж,„, 1819994 А1 (54) СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ МЕСТОНАХОЖДЕНИЯ ЗАТРУБНЙХ ВОДО- И ГЛЗОНЕФТЯНЦХ

К0НТАКТ08 В ПРОЦЕССЕ РАБОТЫ СКВАИИН (57) Использование: добыча нефти и газа, в частности для определения эатрубных водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин, Сущность изобретения: способ включает снятие контрольной термограммы по геометрическому градиенту до начала отбора жидкости из скважины и рабочей термограммы- во время работы скважины, сравнение контрольной и рабочей термограмм и выделение местоположения затрубных водо- и газонефтяных контактов по точкам изгиба на рабочей термограмме. Рабочую термограмму снимают при установившемся отборе жидкости вдоль всего лифта, профиль рабочей термограммы сглаживают путем усреднения результатов измерения, а при нечеткости изгибов на рабочей термограмме увеличивают отбор жидкости до четкого выделения точек изгиба на рабочей термограмме. 2 ил. жидкости, установленного Ilo данным гидродинамических расчетов, искажениям расчетных значений механической нагрузки в точке подвестки труб и к другим технологическим нарушениям.

Для измерения уровня нефти в скважинах существуют звукометри геские мето1819994 ды (для штанговых насосов) и методы волнометрирования (для определения динамического уровня в скважинах с избыточным давлением в затрубном про- 5 странстве).

Недостатком методов является зависимость скорости распространения звуковой волны от температуры, давления, плотности, состава газа заполнившего 10 скважину. Многократные колебания, получающиеся вследствия отражения звуковой волны от стыков эксплуатационных труб, муфтовых соединенйй нкт, уровня жидкости, репера, являются по- g5 мехами и усложняют расшифровку эхограмм, что затрудняет их применения для определения динамического уровня (газонефтяного контакта) в процессе работы скважин.

Известны термометрические методы литологического расчленения разрезов, определения интервалов притока (ухода) газа и жидкости в ствол (пласт), перетока газа и жидкости за колонной, 25 вероятного положения газонефтяногa контакта в геологическом .разрезе необсаженных скважин.

Иетоды не включают приемов для определения водо- и газонефтяных контактов в межтрубном кольцевом пространстве, а необходимость измерения с высокой точностью градиента температуры или вариаций температур с компенсацией регионального теплового по ля земли усложняет применения их по назначению.

Известны методы исследования распределения начальных и текущих пластовых температур путем возможности использования результатов их для определения интервалов притока нефти и газа, а также продуктивности пласта путем выделения отрицательных аномалий температуры относительно линии геотермического градиента. т

Недостатком известных методов является отсутствие в них признаков для определения местоположений воды, нефти и газа в межтрубном кольцевом пространстве в процессе работы скважин. Поэтому на практике для получения информации о газонефтяном контакте (динамическом уровне) пользуются механическими средствами, для чего в иежтрубное кольцевое пространство на стальном троссе спускают груз, чем

i создается аварийная ситуация в сква жине.

Наиболее близким техническим рс шением является метод термоиетрии, позволяющий определять интервалы притока нефти и газа из пласта, его продуктивность, затрубную циркуляцию, негерметичность обсадных колонн и лифтовых труб, уровня жидкости в перфорированных и неперфорированных пластах, интервалов притока раэгаэированной нефти в работающей и остановленной скважинах.

Недостатком известного технического решения является то, что оно не обладает признаками для обнаружения в межтрубном кольцевом пространстве водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин. В частности, оно предусматривает исследование перфорированных интервалов до забоя, кратковременную остановку скважины для повторной регистрации термограмм и других действий, порождающих аварийных ситуаций в скважине. Не включает перечень операций по контролю правильности регистрации термограмм и действий по минимизации систематических ошибок.

Цель изобретения - упрощение способа обнаружения местонахождения затрубных водо- и газонефтяных контактов в скважине, повышение достоверности извлекаемой информации при нечеткости изгибов на рабочей термограмме, минимизация аварийных ситуаций и оптимизация режима работы скважин.

Для достижения указанной цели принято за основу то, что поступающая в скважину газожидкостная смесь является обычно в соизмерительных соотноше- ниях двух- или трехкомпонентной. В процессе работы скважины газожидкостные продукты добычи {вода, нефть, газ) в потоке по лифту, перемещаясь, образуют смесь, а в межтрубном пространстве располагаются согласно своим удельным весам, высота расположения которых определяется депрессией.

Выявлению границ местонахождения . столбов воды, нефти и газа в межтрубном кольцевом пространстве способствует то, что они по своим теплофизическим параметрам существенно отличаются между собой. Известно, что из всех веществ газы являются наиболее плохими проводниками тепла, а неметаллические жидкости имеют незначитепьнуо теплопроеодиость (Jl), среди

1819994 6

5 10

20

1/2 " "-а а кп (в,н, r) 30

45 которых только вода имеет несколько большие значения Л. Следовательно, компоненты газожидкостной смеси (вода, нефть, газ) сообразно своим теплопроводностям Л служат ограничителями потери тепла, уносимой добываемой смесью по лифту.

Сущность изобретения заключается в возможности обнаружения водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов в затрубном кольцевом пространстве (ЗКП) по данным распределения температуры потока добываемой смеси (ДС) по лифту. Такое техническое решение базируется на следующих предпосылках: а) в процессе работы скважины распределение температуры в ЗКП вдоль ствола продолжает соответствовать геотермическому градиенту 9 и начиная с глубины Н = 100 м протекает по закону (фиг.1, диаграмма 1) Т(Н)г = Тн1оо + 8 (f1 - 100) в то время как по лифту оно протекает иначе (фиг. l, диаграмма 2) т(Н)„= Т„(1 - Н/Н„) + Т„„Н/Н„, так как РС вследствие своего движения по лифту Н не успевает отдавать свае пластовое тепло в окружающую среду. Как следствие этого фактора, потеря пластовой температуры Т„ ДС, зависящая от скорости потока Ч и глубины Н, к концу тракта (на устье Т ) оказывается не столь значительной. В результате образовывается разность температур по лифту и за лифтом по сечениям ствола скважины

ЬТ(Н) = Т(Н) „- Т(Н),„, 6) теплопередача в системе ДС-НКТЗКП осуществляется радиально и не в одинаковых Физических условиях: на участке РС-НКТ вЂ” при вынужденной конвекции, поскольку РС движется по лифту У))О, а на участке НКТ-ЗКП - при свободной конвекции, т. к. флюиды в

ЗКП неподвижны У = О, в) в период исследования скважины порядок расположения флюидов (воды, нефти и газа) а 3Kfl, коэффициенты теплоотдачи а и, теплопроводности Л их, а также состав газожидкостной смеси остаются более или менее неизменными, г) полное термическое сопротивление К.я тепловому потоку в системе

ДС-НКТ-ЗКП соответствует сопротивлению цепи последовательно соединенных конвективного термического сопротивления К теплоотдачи от РС к НКТ, кондуктйвного термического сопротивления Р ц„т теплопроводу по HKT и кон". дуктивного термического сопротивления

Р „„ теплоотдаче от стенки НКТ к

Флюиду заполнившего ЗКП на данном участке ствола скважины. При этом

RAc и Винт по всему стволу скважины постоянны или изменяются незначительно

К*с = 1/2 н г„ вас 1, R «T =

1 „(г,2 /г < ) /2 о Л нкт 1 а К „„изменяет свое значение в зависимости от того, каким Флюидом (водой, нефтью, газом) заполнено ЗКП на данном участке ствола R5KI1 (ь,н,г> (5. И,r) е

Очевидно, что, при всех прочих равных условиях, имеет место неравенство кнв UR sg„> UR s a„r >>R Ac UR нкт зонг R>uпн 3кпь д) в пределах критерий теории подобия - моделированием поперечного теплового потока о исходящей от ДС вдоль всего лифта аналогичной модели растекания тока по разветвленно" параллельно-последовательной электрической цепи с тремя еопротивлечиямь в каждой ветви — нетрудно иллюстрировать зависимость термических сопротивлений от теплового потока, приходящегося на единицу длины q/1, и отличие его по участкам ствола скважины (q/1>к„) > (q/1 «„) > (q/lú,ê„)

Под воздействием неравенства между соотношениями (q/1). участки диаграммы распределения температуры

Т(Н) no лифту в зависимости от того, каким флюидом заполнен соответствующий участок ЗКП (водой, нефтью или газом), оказываются отклоненными от вертикали под разными углами рб > и гг °

Логическим следствием указанных

Физических процессов является возможность обнаружения местонахождений затрубных водо- и газонефтяных контак1В19994 тов в процессе работы скважин по точ-кам изгиба участков термограммы

Т(Н) „ по лифту.

На фиг.1 показаны распределения температур по стволу нефтефонтанной скважины Р 537 НГДУ "Ширваннефтьн при 1 - состоянии покоя Т(Н)„г, 2 и 3 - меньшем и большем установившемся отборах Т(Н), на фиг.2, а - при- 1О мер фиксирования затрубных ВНК и ГНК по.углам отклонения (Рщ, Р „ ) участков диаграммы распределения температуры Т(Н)чд по лифту при установившемся режиме работы скважины, а на фиг.2,б и в - примеры (концентрического и эксцентрического) расположения колонны скважинных труб в колонне . эксплуатационных труб.

Изобретение осуществляется следующим образом. В состоянии покоя скважины по всему лифту снимается. термограмма T(H) „; скважина запускается в работу и при установившемся отборе жидкости снимается термограмма Т(Н) „ 2в; по всему лифту, термограмма T(H)>„ подвергается предварительной обработке, на ней устраняются эазубренности; термограммы Т(Н) р и Т(Н)»„ сопоставляются между собой, они долж- ЗО ны сойтись в точке, соответствующей интервалу. залегания эксплуатируемого пласта, а угол отклонения g; между ними должен быть существенным, в противном случае следует увеличить дебит и снять новую термограмму Т(Н) д, отыскиваются точкй изгиба на профиле термограммы (фиг.2,а), по которым определяют местонахождения ВНК и ГНК в

ЗКП.

Применение предлагаемого способа обеспечивает: извлечение необходимой информации измерением температуры по лифту, испЬльэуемым на практике, простыми техническими средствами и беэ остановки или существенного усложнения режима работы скважин, ин1 формационную надежность обнаружения затрубных водо- и газонентяных контактов благодаря 3-4-кратной разницы между конвективными термическими сопротивлениями флюидов, заполнивших

ЗКП (p,,„< К,„„„< К,„„„) .

На практике имеет место как концентрическое (фиг.2,6), так и эксцентрическое (фиг.2,в) расположения колонны скважинных и эксплуатационных труб. Последнее не может существенно повлиять на теплообмен между ними, поскольку они соприкасаются по линии и на отдельных участках ствола, а не по плоскости и не по всей длине скважины. формула изобретения

1. Способ обнаружения местонахождения затрубных водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин, включающий снятие контрольной термограммы по геотермическому градиенту до начала отбора жидкости из скважины и рабочей термограммы во время отбора жидкости из скважины, сравнение контрольной и рабочей термограмм и выделение местоположения затрубных водо- и газонефтяных контактов по точкам изгиба на рабочей термограмме, отличающийся тем, что, с целью упрошения способа, рабочую термограмму снимают при установившемся отборе жидкости вдоль всего лифта, а профиль рабочей термограммы сглаживают путем усреднения результатов измерения.

2. Способ no n.1, о т л и ч а юг ц. и и с я тем, что, с целью повышения достоверности способа при нечеткости изгибов, на рабочей термограмме увеличивают отбор жидкости до четкого выделения точек изгиба на рабочей термограмме.

1819994

1819994

Составитель М.Гаджиев

Редактор Т.Юрчикова Техред И.Моргентал Корректор С.Пекарь

Заказ 2011 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, й-35, Раушская наб,, д. 4/5

Производственно-издательский комбинат нПатент", r. Ужгород, ул, Гагарина, 101