WWW.LIB.KNIGI-X.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные матриалы
 


Pages:   || 2 |

«РАЗВИТИЕ ТЕРМОМЕТРИИ И ТЕРМОДЕБИТОМЕТРИИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН ...»

-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«БАШКИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

МУХУТДИНОВ ВАДИМ КАСЫМОВИЧ

РАЗВИТИЕ ТЕРМОМЕТРИИ И ТЕРМОДЕБИТОМЕТРИИ

ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

01.04.14 - Теплофизика и теоретическая теплотехника

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, доцент Назаров Василий Федорович Уфа – 2016 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Контроль технического состояния подземного оборудования нагнетательных скважин геофизическими методами на современном этапе

1.1. Термические исследования в нагнетательных скважинах при различных режимах Режим длительной остановки. Способ продавки

1.1.1.

Режим закачки

1.1.2.

Режим излива.

1.1.3.

1.1.4. Термические исследования в нагнетательных скважинах при определении герметичности обсадной колонны выше башмака НКТ

Термодебитометрия

1.2.

Механическая расходометрия

1.3.

Выводы по главе

1.4.

ГЛАВА2. Теоретическое изучение распределения температуры вдоль ствола в процессе закачки воды через НКТ в нагнетательную скважину при нарушенной или не нарушенной герметичности обсадной колонны и/или НКТ

2.1 Нарушена герметичность НКТ

Нарушение герметичности колонны находится на глубине выше воронки НКТ..45 2.2

2.3 Нарушена герметичность обсадной колонны в двух местах, расположенных выше воронки НКТ

2.4 Изучение радиального градиента температуры в потоке закачиваемой воды в нагнетательной скважине

Выводы по главе

2.5 ГЛАВА 3. Развитие термодебитометрии

3.1 Физические основы определения скорости потока закачиваемой воды в нагнетательные скважины по измерениям термодебитомером

Измерения с переменной скоростью протяжки прибора

3.1.1 Измерения с различными постоянными скоростями протяжки прибора........76 3.1.2 Определение «экстремальных» скоростей потока жидкости в скважине...............83 3.2 Выводы по главе

3.3 ГЛАВА 4. Практическое применение теоретических разработок при определении технического состояния обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах...............89

4.1 Определение технического состояния нагнетательных скважин по измерениям термометром

Определение характера нарушения герметичности НКТ в нагнетательных 4.1.1 скважинах по измерениям термометром

Использование радиального градиента температуры для определения 4.1.2 герметичности колонны и НКТ в нагнетательных скважинах

Определение герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах 4.1.3 выше воронки НКТ по измерениям термометром

Совершенствование конструкции комплексных приборов при определении 4.1.4 технического состояния нагнетательных скважинах

4.2 Определение технического состояния в нагнетательных скважинах по измерениям термодебитометром

Проведение измерений с переменной скоростью протяжки прибора............132 4.2.1 Проведение измерений с различными постоянными скоростями протяжки 4.2.2 прибора

Выводы к главе

4.3

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ Разработка нефтяных месторождений в отрасли осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в разрабатываемые пласты через нагнетательные скважины. Впервые закачку воды осуществили на Туймазинском месторождении в 1948 г. На начальном этапе закачивали пресную воду непосредственно по эксплуатационной колонне, а затем начали закачивать через НКТ и сточную высокоминерализованную воду, добываемую попутно с нефтью. В настоящее время доля пресной воды в общем объёме закачиваемой воды составляет единицы процента.

Большие объёмы и высокие давления закачки, коррозия эксплуатационной колонны, естественное старение цементного камня приводят к нарушению герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах. В результате этого возникают заколонные перетоки закачиваемой воды, приводящие к неконтролируемому заводнению не разрабатываемых пластов, снижается эффективность разработки нефтяных месторождений.

Кроме того, на некоторых месторождения наблюдается осолонение пресноводных горизонтов. Поэтому задача контроля технического состояния обсадной колонны в нагнетательных скважинах является очень важной как с точки зрения эффективности разработки месторождения, так и с экологической точки зрения.

В настоящее время контроль технического состояния обсадной колонны в нагнетательных скважинах проводят как прямыми методами – это путём опрессовки, так и по результатам косвенных методов – термометрии, механической и термокондуктивной расходометрии, электромагнитными дефектоскопами, многорычажными профилемерами, акустическими телевизорами. Прямые методы исследования очень надёжные, но требуют длительного времени, к тому же, очень дорогие. Косвенные методы дешёвые, задалживают относительно небольшое время на проведение измерений в нагнетательной скважине в сравнении с прямыми методами, но однозначность их не очень высокая.

Из косвенных методов в настоящее время широко используется термометрия. Для определения места нарушения герметичности обсадной колонны разработаны различные методики проведения измерений как после подъёма из нагнетательной скважины лифтовых труб, так и непосредственно через НКТ. Последний метод наиболее прогрессивный, так как не требуется привлекать бригады капитального ремонта (КРС). Разработана технология проведения измерений термометром через НКТ для определения места нарушения герметичности обсадной колонны – так называемая «методика временной фильтрации температурных аномалий». Несмотря на «прозрачность» физических процессов в скважине при использовании этой технологии встречаются ошибочные заключения.

Для повышения однозначности заключений необходимо дальнейшее теоретическое изучение распределения температуры наиболее приближенное к условиям закачки воды в нагнетательную скважину. Изучением тепловых процессов в скважине и пласте занимались многие исследователи – Л.И.

Рубинштейн, Э.Б. Чекалюк, Н.Н. Непримеров, А.И. Филиппов, А.Ш.

Рамазанов и др. Однако в этих работах рассматривались задачи при закачке воды в нагнетательную скважину при условии, что обсадная колонна герметична. Кроме того, не учитывался радиальный градиент температуры в потоке закачиваемой воды.

Поэтому необходимо дальнейшее теоретическое изучение тепловых полей при закачке, а также разработка технологии исследования нагнетательных скважин с целью повышения однозначности заключений о состоянии обсадной колонны в нагнетательной скважине.

Целью диссертационной работы является повышение информативности и достоверности решения задачи по определению места нарушения герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ в нагнетательной скважине на основе теоретических и экспериментальных исследований температурных полей в системе скважина-пласт и разработка методики определения количества воды, поглощаемой в месте нарушения герметичности колонны, по измерениям термодебитомером.

Основные задачи

исследований:

1. Анализ литературных источников при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах.

2. Разработка математической модели теплопереноса в системе скважина-пласт в процессе закачки воды в нагнетательную скважину с нарушенной и не нарушенной герметичностью обсадной колонны выше воронки НКТ.

3. Изучение влияния конструкции термометром на результаты измерений температуры в скважине.

4. Разработка технологии измерений термодебитомером при определении скорости потока жидкости в скважине.

5. Внедрение разработанных методик на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть» при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах в интервале, перекрытом НКТ.

Научная новизна результатов работы заключается в следующем:

1. Выявлены признаки герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом лифтовыми трубами, по измерениям термометром вблизи воронки НКТ.

2. Доказано, что зависимость показаний СТД от скорости протяжки прибора описывается колоколообразной кривой. Эту зависимость можно получить как непосредственно путём измерения термодебитомером с переменной скоростью протяжки прибора, так и в результате построения кривой по данным серии измерений термодебитограмм с различными постоянными скоростями.

3. Показано, что максимальная чувствительность метода СТД может быть достигнута только в том случае, когда направление движения термодебитомера совпадает с направлением потока закачиваемой воды в скважине.

Основные защищаемые научные положения.

1. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований выявления герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах в интервале, перекрытом НКТ.

2. Критерии эффективности термометрии при определении нескольких мест нарушения герметичности колонны в скважине.

3. Новый способ измерений термометром в нагнетательных скважинах, обеспечивающий повышение однозначности заключения о техническом состоянии обсадной колонны выше воронки НКТ.

4. Методика определения скорости потока жидкости в нагнетательной скважине и выявление герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ по измерениям термодебитомером с переменной скоростью протяжки прибора.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается использованием фундаментальных уравнений тепло - и массопереноса, физической и математической непротиворечивостью построенных моделей общим гидродинамическим и термодинамическим представлениям, математической строгостью методов решения и согласованностью результатов, полученных различными способами.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработанные автором технологии исследования термометром позволяют повысить однозначность заключений о техническом состоянии обсадной колонны нагнетательных скважин в интервале, перекрытом НКТ, сокращают продолжительность работ на проведение геофизических исследований, не нарушают технологический режим работы скважины. Эти технологии внедрены при исследовании нагнетательных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть». По данным ОАО «Сургутнефтегаз»

экономический эффект от использования разработанной технологии при определении герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ в нагнетательных скважинах составляет более трёх миллионов рублей. Этот эффект создаётся за счёт того, что задача определения технического состояния нагнетательной скважины решается без привлечения бригады КРС.

Кроме того, разработана новая технология проведения измерений каналом термодебитомера в нагнетательных скважинах. Эта технология внедрена в ПАО «Татнефть». В этом объединении выдают величину приёмистости скважины по измерениям каналом СТД. В отличие от механического расходомера на показания СТД не оказывают влияние механические примеси, содержащиеся в потоке закачиваемой воды.

Личный вклад автора заключается в постановке задач, проведении и анализе результатов расчётов, обсуждении и составлении как технологии проведения исследований в нагнетательных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз» и ПАО «Татнефть», а также при интерпретации их результатов при определении герметичности обсадной колонны и НКТ.

Апробация работы.

Основное содержание и результаты работы докладывались и обсуждались на:

VII Конгрессе нефтегазопромышленников России. (Уфа, 2007);

XIX Научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин», в рамках XVI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть.

Технологии 2008».(Уфа, 2008);

VI Международная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и её приложения в естествознании» (Уфа, 2013);

Восьмой молодёжной научно-практической конференции. Повышение эффективности геологоразведочных работ. (Уфа, 2013);

XIX Научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Тезисы докладов конференции в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2013». (Уфа, 2013);

Юбилейной XX Научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» посвященной кафедры «Геофизика» Башкирского государственного 50-летию университета в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2014». (Уфа, 2014).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 18 печатных работ, из них 5 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК.

Кроме того, по результатам работы получен патент РФ на изобретение.

Структура и объём работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка цитированной литературы. Общий объём работы составляет 156 страниц машинописного текста, включая 56 рисунков и список использованной литературы из 115 наименований.

Автор выражает благодарность своему руководителю за внимание к работе.

ГЛАВА 1. Контроль технического состояния подземного оборудования нагнетательных скважин геофизическими методами на современном этапе Техническое состояние подземного оборудования в нагнетательных скважинах – это состояние насосно-компрессорных труб и обсадной колонны определяют в настоящее время по результатам геофизических исследований [7, 9, 24, 28, 64, 71, 93, 100].

В первую очередь к ним относятся потокометрические методы исследования – термометрия, механическая и термокондуктивная дебитометрия [10, 29, 34]. По результатам измерений этими методами удаётся определить герметичность НКТ и обсадной колонны, а также интервалы заколонного движения жидкости вдоль негерметичного цементного кольца в нагнетательной скважине[30].

Эффективность результатов этих измерений зависит как от технологии проведения измерений, используемой аппаратуры, методики обработки и интерпретации их результатов, так и от качества подготовки скважины [13, 35, 43].

В этой главе будет проводиться анализ современных потокометрических методов и методик исследования при определении герметичности обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах.

1.1. Термические исследования в нагнетательных скважинах при различных режимах Измерения термометром для определения герметичности НКТ и обсадной колонны можно проводить при различных режимах нагнетательной скважине – это закачки, остановки или излива [64]. Как правило, о техническом состоянии колонны судят не по одному, а по нескольким замерам термометром, проведённым при одном или нескольким режимах [66, 75, 77]. Поэтому будем считать режим измерения термометром тот, при котором было определено состояние колонны. Ниже рассмотрим технологию измерений термометром вдоль ствола скважины при каждом из этих режимов и выясним преимущества и недостатки каждого из них.

1.1.1. Режим длительной остановки. Способ продавки В 1952 году была опубликована работа [31], посвящённая разработке теории, аппаратуры и методики измерений термометром в скважинах. В этой работе впервые в мире был приведён способ определения герметичности обсадной колонны в скважинах по измерениям термометром - это способ продавки. Способ продавки заключается в проведении двух измерений термометром: первого – это в простаивающей в покое в течение длительного времени скважине, второго – через небольшой промежуток времени после прекращения закачки воды в скважину. По результатам сопоставления этих измерений судили о техническом состоянии обсадной колонны. Причём авторы указывали на то, что по этому способу можно определять место нарушения герметичности колонны, если оно одно в скважине.

Этот недостаток был устранён в работе [79]. В этой работе предлагается построить разностную термограмму путём вычитания из фоновой термограммы термограмму, зарегистрированную после закачки некоторого количества воды в скважину. Вначале интерпретируют разностную термограмму, выделяют на ней аномалии, которые связывают с нарушением герметичности обсадной колонны. В некоторых случаях для повышения однозначности заключения рассматривают как разностную, так и исходные термограммы.

Физической основой данной методики обработки и интерпретации результатов исследований в способе продавки является следующее. На фоновое измерение термометром оказывает влияние скважина и породы. Так как скважина простаивала в покое до десяти и более часов, то влияние технологических процессов, например закачки воды в скважину с целью промывки забоя, расформировалось [31]. На измерение термометром в скважине, проведённое через 10-15 минут после прекращения закачки некоторого объёма воды, оказывают влияние как порода, так и скважина. Но в отличие от предыдущего случая влияние закачки воды в скважину ещё не успело расформироваться. Следовательно, на разностную термограмму влияние горных пород исключается, а остаётся только влияние движения закачиваемой воды в скважине. Поэтому на разностной термограмме локальные аномалии температуры будут связаны с изменением скорости потока закачиваемой воды в скважине, т.е. с нарушением герметичности обсадной колонны.

На рис.1 приведён пример использования способа продавки при определении герметичности эксплуатационной колонны в разведочной скважине №100 Возейского месторождения[79]. Здесь приведены результаты Рис.1. Использование способа продавки при определении места нарушения герметичности эксплуатационной колонны в скв.100 Возейского месторождения.

измерений термометром: кр.1 – в простаивающей в покое в течение одной недели; кр.2 и 3 – основной и повторный замеры после прокачки 300 литров технической воды под давлением 200 атм в течение пяти часов; кр.4 и 5 – разностные термограммы, построенные при вычитании кр.1 из кр.2 и 3 соответственно.

Эта скважина находится у полярного круга, зона вечной мерзлоты находится на устье скважины. Для исключения влияния вечной мерзлоты в интервале 0 - 394 м эксплуатационная колонна состояла из труб термокейз с внутренним диаметром 7, а внешним - 103/4". Труба термокейз представляет из себя следующее: по торцам трубы диаметром 103/4" и 7 сварены;

межтрубное пространство заполнено чередующимися слоями фольги и поролона. Пространство между технической колонной диаметром 13 3/4 и трубами термокейз заполнено соляркой. При опрессовке эксплуатационной колонны давление в скважине упало с 210 до 80 атм. Для определения места нарушения герметичности колонны провели замеры термометром по способу продавки.

При сопоставлении исходных кривых невозможно однозначно определить место нарушения герметичности труб. Однако, после построения разностных термограмм (см. кр.4,5) стало очевидно, что на глубинах: 28м;

77м; 286м нарушена герметичность колонны. После подъема труб «термокейз» выяснилось, что в резьбовые соединения на этих глубинах попала стружка.

Из приведённого примера следует, что по результатам измерений термометром, проведённых по способу продавки, используя разностную термограмму, можно определить место нарушения герметичности колонны независимо от их числа в скважине. В настоящее время способ продавки применяют и в перфорированных скважинах для определения герметичности обсадной колонны.

Следует отметить, что в нагнетательных скважинах после прекращения закачки уровень жидкости в колонне понижается тем на большую глубину, чем дольше она простаивает в покое. Уровень жидкости в скважине отмечается на термограммах аномальным изменением температуры.

Поэтому, для исключения ошибочных заключений необходимо одновременно проводить измерение термометром и манометром. По измерению манометром определяют уровень жидкости в скважине, а по измерениям термометром определяют место нарушения герметичности обсадной колонны.

Отмеченный недостаток способа продавки легко устраняется в настоящее время, так как измерения в скважинах проводятся комплексной аппаратурой, включающей весь набор промыслово-геофизических методов, в том числе и манометрию.

В способе продавки проводится сопоставление двух термограмм, зарегистрированных в остановленной скважине, простаивающих в покое в течение различного времени. Наряду с этим имеются работы, в которых термограмма, зарегистрированная при закачке, сопоставляется с серией термограмм, зарегистрированных через различный промежуток времени после прекращения закачки воды в скважину [64, 70, 75]. В работе указывается, что «на температурных кривых, снимаемых периодически, зона нарушения целостности колонны будет отмечаться температурными положительными или отрицательными аномалиями». Однако, «положительные» или «отрицательные» аномалии будут отмечаться на термограммах, зарегистрированных после прекращения закачки, не только за счёт нарушения технического состояния обсадной колонны, но также и за счёт влияния литологии. Причём, чем больше время простоя скважины в покое, тем больше будет увеличиваться амплитуда аномалии температуры за счёт увеличения вклада литологии. Поэтому для определения места нарушения герметичности обсадной колонны по измерениям термометром в остановленной скважине после прекращения закачки необходимо привлечение других измерений, как термометром, так и другими методами.

Это является существенным недостатком результатов измерений термометром, проведённых в остановленной нагнетательной скважине, при определении герметичности обсадной колонны.

По измерениям термометром в остановленной скважине можно определять место нарушения герметичности обсадной колонны также и в интервале, перекрытом НКТ. Для этого разработана методика «временной фильтрации температурных аномалий» [МВФТА]. Об этой методике будет описано ниже.

1.1.2. Режим закачки Теоретическим изучением распределения температуры при закачке воды в нагнетательную скважину занимались многие исследователи [5, 81, 107]. В этих работах считалось, что начальное распределение температуры в породах геотермическое, а техническое состояние обсадной колонны не нарушено. При таких условиях распределение температуры закачиваемой воды вдоль ствола скважины было монотонное. Поэтому можно было бы предполагать, что если распределение температуры в нагнетательной скважине при закачке воды монотонное, то техническое состояние обсадной колонны не нарушено. Однако это утверждение требует уточнения.

В [68, 70-72, 75, 77, 80] рассматривается распределение температуры вдоль ствола при закачке воды в нагнетательную скважину с нарушенной герметичностью обсадной колонны выше перфорированных интервалов. В этих работах теоретически показано, что распределение температуры вблизи места нарушения герметичности колонны зависит от величины приёмистости в интервале перфорированных пластов. Если приёмистость перфорированных интервалов превышает 50-60 м3/сут, то изменение градиента температуры вблизи интервала нарушения герметичности обсадной колонны, практически, не отмечается. При уменьшении приёмистости перфорированных интервалов градиент температуры ниже места нарушения герметичности колонны увеличивается в сравнении с вышележащим участком и стремится к бесконечности, когда приёмистость интервалов перфорации стремится к нулю. В этом случае определяется нижняя граница движения закачиваемой воды в нагнетательной скважине.

Рассмотренные выше особенности распределения температуры вблизи интервала нарушения герметичности обсадной колонны при закачке воды в нагнетательную скважину физически объясняется следующим. На распределение температуры воды при закачке воды в скважину оказывает влияние как конвективная, так и кондуктивная составляющая теплопроводности. При увеличении скорости потока закачиваемой воды, т.е.

приёмистости скважины, увеличивается вклад конвективной составляющей теплопроводности по сравнению с кондуктивной. Величина кондуктивной теплопроводности остаётся постоянной и определяется составом закачиваемой жидкости в скважину.

Таким образом, нарушение герметичности обсадной колонны по измерениям термометром при закачке можно определить только самое нижнее место. Это значит, что в зумпфе скважины нарушение герметичности колонны в нагнетательной скважине при закачке можно определить однозначно. Однозначное определение нарушения герметичности обсадной колонны выше перфорированных интервалов зависит от величины приёмистости нижележащих принимающих интервалов в нагнетательной скважине.

1.1.3. Режим излива.

Излив воды из нагнетательной скважины проводят либо после остановки, либо после прекращения закачки воды в нагнетательную скважину. В работе [68] приводится методика определения нарушения герметичности обсадной колонны по измерениям термометром, как при закачке, так и после перевода скважины с режима закачки на отбор. По этим измерениям отмечается место нарушения герметичности колонны, приуроченное к муфтовому соединению. Однако, как правило, приток жидкости в скважину бывает непродолжительным. Тепловая аномалия после прекращения притока расформировывается в колонне в течение 20-30 минут.

Следовательно, нарушение колонны можно определить по измерениям термометром, проведённым в этот промежуток времени. Это является ограничением данной методики исследований термометром.

Для повышения эффективности методики необходимо либо увеличить продолжительность отбора жидкости из скважины, либо выбирать интервал исследований такой, чтобы измерение было проведено в указанный промежуток времени. Первое условие может быть выполнено за счёт уменьшения дебита отбора жидкости путём частичного прикрытия задвижки.

Второе условие может быть выполнено как путём выбора начальной глубины измерения, так и увеличения (в пределах допустимого) скорости протяжки прибора в скважине [68].

Недостатком данной методики является также следующий момент, если температура восходящего потока равна температуре поступающей в скважину жидкости, то место нарушения герметичности колонны невозможно определить. Кроме того, малые нарушения герметичности колонны не отмечаются на термограммах, зарегистрированных при отборе жидкости из скважины, если дебит восходящего потока жидкости составляет сотни м3/сут. Такое поведение термограммы объясняется тем, что влияние радиальной составляющей теплопроводности пренебрежимо мало по сравнению с осевой – конвективной составляющей теплопроводности в потоке жидкости в скважине.

1.1.4. Термические исследования в нагнетательных скважинах при определении герметичности обсадной колонны выше башмака НКТ.

Измерения термометром с целью определения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине проводят также и через НКТ [64, 70, 71, 72, 80]. Разработано ряд методик. Общей физической основой их является зависимость времени прохождения тепловой волны от источника до датчика температуры. На этом основании все эти методики можно объединить в методику «временной фильтрации температурных аномалий». Отличие между этими методиками заключается в режимах скважины, при которых проводятся измерения термометром. Вначале проводится обзорное измерение термометром вдоль ствола нагнетательной скважине через НКТ.

Измерение проводят после перевода нагнетательной скважины с режима максимальной закачки либо на режим остановки, либо на режим ограниченного дебита отбора или закачки воды через НКТ. Причём, режим течения воды в НКТ как при отборе, так и при закачке должен быть ламинарным. Время начала измерения после изменения режима скважины должно быть таким, чтобы на регистрируемую температуру оказывало влияние: НКТ, межтрубное пространство и цементное кольцо. Интервал измерения составляет: перфорированные пласты - устье скважины. Если на этом измерении нет аномалий температуры, то это указывает на то, что обсадная колонна и насосно-компрессорные трубы герметичны, а также нет нарушения температуры горных пород вблизи исследуемой скважины за счёт неконтролируемой закачки в неперфорированный пласт в соседней нагнетательной скважине.

Если же на обзорном измерении имеются аномалии температуры, то надо провести дополнительные измерения (детализацию) термометром для выяснения причины их регистрации. С этой целью опускают прибор на 70м ниже аномалии температуры, пускают скважину под закачку воды при полностью открытой задвижке на водоводе на такое время, чтобы фронт закачиваемой воды дошёл да прибора. Проводят измерение термометром при подъёме прибора в течение 4 минут, затем – при спуске также в течение 4 минут. Скорость регистрации термограмм в интервале детализации должна составлять 4000 – 4500 м/час. Далее переводят скважину с режима закачки на один из трёх режимов: остановки, ограниченной закачки или отбора жидкости из скважины через НКТ с такой скоростью, чтобы режим течения жидкости в НКТ был ламинарным. После этого проводят два временных измерения термометром при подъёме прибора: первый сразу, второй через 8минут после перевода скважины с закачки на один из этих трёх режимов.

Каждое из этих измерений проводят в течение 4 минут.

Заключение по результатам этих измерений следующее:

1) Если на замере при закачке в процессе подъёма прибора имеется аномальное изменение температуры, а при спуске – нет, то такая форма кривых указывает на то, что замер при подъёме был проведён при неустановившемся режиме закачки, а при спуске – при квазистационарном режиме закачки. Такое монотонное, близкое к прямолинейному распределению является начальным для первого временного измерения температуры. Такая форма кривой указывает на герметичность НКТ, в худшем случае – на незначительное нарушение герметичности НКТ, такое, как например, - утечка жидкости через муфтовое соединение.

2) Если на кривых, зарегистрированных как при подъёме, так и при спуске прибора, при закачке жидкости в скважину имеются аномалии температуры, то это указывает на большое нарушение герметичности НКТ. В этом случае на всех временных измерениях также будут аномалии температуры, а о нарушении герметичности обсадной колонны нельзя говорить, так как влияние ближней зоны является определяющим в сравнении с дальней зоной.

3) На замерах термометром, зарегистрированных как при закачке, так и двух временных нет аномалий температуры. Это указывает на герметичность как НКТ, так и обсадной колонны. В этом случае аномалия температуры на обзорном измерении указывает на нарушение температуры пород вблизи исследуемой скважины вследствие движения «чужой» воды по неперфорированному пласту при закачке в него воды через нарушение герметичности обсадной колонны в соседней нагнетательной скважине.

4) На замерах термометром, зарегистрированных как при закачке, так и на первом временном измерении нет аномалий температуры, а на втором временном измерении - есть. Это указывает на герметичность НКТ и на нарушение герметичности обсадной колонны.

5) На замерах термометром, зарегистрированных при закачке, нет аномалий температуры, а на временных измерениях – есть. Это указывает на нарушение герметичности. НКТ, а вопрос о нарушение герметичности обсадной колонны остаётся открытым.

Последнее является ограничением методики «временной фильтрации температурных аномалий».

Кроме того, эффективность использования методики «временной фильтрации температурных аномалий» зависит от положения прибора в скважине. Если прибор касается стенки НКТ выфрезерованной плоскостью, то задача определения места нарушения герметичности обсадной колонны не может быть решена. Если прибор касается стенки НКТ металлическим сектором, то задача определения места нарушения герметичности обсадной колонны может быть решена. Если прибор касается стенки НКТ выфрезерованной плоскостью, то в этом случае тепловая волна распространяется в радиальном направлении за счёт конвективной теплопроводности. При таком характере передачи тепла в радиальном направлении методика «временной фильтрации температурных аномалий» не применима.

1.2. Термодебитометрия

Наряду с измерениями термометром для определения места нарушения герметичности НКТ и обсадной колонны в скважине могут быть использованы также измерения термоанемометром – или измерения термодебитомером (СТД). Этот прибор был разработан в конце семидесятых

– начале восьмидесятых годов прошлого столетия. В 1973 году была опубликована работа [34], в которой изложены физические основы термодебитометрии, конструктивные особенности прибора, методика проведения исследований и обработка их результатов при определении работающих интервалов, построении профиля притока, даются рекомендации для определения скорости потока жидкости в скважине.

По сути СТД, как и термометр, измеряет температуру жидкости в скважине. Но в отличие от термометра в термодебитомере датчик разогрет относительно температуры окружающей среды. Разогрев датчика СТД осуществляется двумя способами: либо за счёт пропускания тока через постоянное сопротивление, которое находится вблизи датчика СТД, либо за счёт пропускания тока непосредственно через датчик СТД. В первом случае способ нагрева датчика СТД называется косвенным нагревом, во втором случае – прямым нагревом [108]. При обтекании с поверхности датчика поток жидкости будет уносить часть тепла, величина которого зависит от многих факторов. Таким образом, СТД измеряет степень охлаждения датчика в зависимости от скорости потока В работе [34] получена математическая зависимость между скоростью потока жидкости в скважине «v» и приращением температуры Т = Т – Тж Т = Rж / (АВvb – R0), (1) где Т – температура датчика, Rж – электрическое сопротивление датчика скважинного СТД при температуре потока Тж, причём Т Тж, А – коэффициент исследуемой среды, равный А = ( / 0,62)Pr0,38(Prж/Pr)0,25, (2) где – коэффициент теплопроводности жидкости, – её кинематическая вязкость, Pr и Prж – коэффициент Прандтля, характеризующий физические свойства жидкости, обтекающей датчик при температуре стенки датчика и температуре жидкости соответственно, В– коэффициент, определяемый конструкцией датчика;

В =(seс1(dк)b)/(I2d), (3) s – площадь поперечного сечения потока, e – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние угла, под которым поток набегает на датчик, с 1 и b – безразмерные коэффициент и показатель, зависящие от режима потока, dк – диаметр колоны, I – сила тока питания датчика СТД, Rо – электрическое сопротивление датчика при температуре То = 20оС, – температурный коэффициент материала сопротивления датчика.

Как видно из формулы (1), зависимость измеряемого приращения температуры от скорости потока жидкости в скважине сложная. Приращение температуры определяется также изменениями температуры и состава омывающей жидкости, режимом течения потока, положением прибора в скважине, различными углами атаки и др. Многие из этих параметров очень сложно учесть на практике. Однако, как указывают авторы работы [49] «в данных конкретных условиях (при постоянных свойствах среды, в колоннах одного диаметра, при постоянстве электрических и габаритных параметров датчика и ряда других условий) зависимость Т от линейной скорости будет однозначной и термодебитомер может быть использован для контроля за изменением скорости флюида по колонне». Последнее можно использовать для определения места нарушения герметичности колонны. Тем не менее, зависимость (1) на практике не используется, вследствие присутствия в ней многих параметров, определить которые затруднительно.

Известно, что максимальный разогрев датчика термодебитомера при прочих равных условиях будет тогда, когда скорость прибора относительно потока жидкости равна нулю, в частном случае, – при измерении термодебитомером на точке в покоящейся жидкости. Если относительная скорость потока жидкости и прибора отлична от нуля, то показания термодебитомера уменьшаются и тем в большей степени, чем больше величина этой скорости [34]. На рис.2 приведена схематически зависимость показаний термодебитомера от относительной скорости потока и прибора.

Как видно из рисунка, чувствительность метода или крутизна градуировочной характеристики S = dT/dv наибольшая при маленькой относительной скорости потока и прибора, при увеличении относительной скорости чувствительность резко уменьшается.

Зависимость Т = f(v), полученную на модели, рекомендуется в [34] использовать для количественной обработки результатов измерений СТД в скважинах. При этом условия измерений термодебитомером как на модели, так и в скважине должны быть одинаковыми. А это, практически, невозможно выполнить хотя бы на том основании, что температура вдоль ствола скважины постоянно изменяется. Кроме того, показания СТД существенно зависят от состава флюида, который омывает датчик термодебитомера. Следовательно, погрешность определения скорости потока жидкости в скважине по предлагаемой методике может быть не определённой.

Рис.2. График зависимости показаний термодебитомера от скорости потока жидкости в стволе скважины.

Авторы работы [34] предлагают проводить в скважине измерения термодебитомером при подъёме прибора со скоростью Vпр = 100-120 м/час.

Эту методику разработали на основании многочисленных исследований в ШГН скважинах, проведённых геофизиками в Башкирии и в других регионах под руководством В. Б. Чёрного в семидесятые годы прошлого столетия.

Дебит этих скважин достигал 35-40 м3/сут, а скорость потока флюида в колонне диметром 53/4" – 100-120 м/час. Следовательно, скорость прибора относительно потока флюида в скважине выше перфорированных пластов равна нулю, а чувствительность метода будет максимальной.

Вслед за ШГН скважинами СТД начали широко использовать при проведении геофизических исследований в фонтанирующих скважинах. Этот метод включили в обязательный комплекс геофизических исследований в добывающих скважинах. При этом методика измерений осталась такая же, какая предлагалась в работе [34], без учёта того факта, что дебит в фонтанирующих скважинах значительно превышает дебит в ШГН скважинах. При проведении измерений термодебитомером по предлагаемой методике в фонтанирующих скважинах относительная скорость между потоком жидкости и прибором значительно больше, чем в ШГН скважинах.

Следовательно, прибор в фонтанирующих скважинах работает в средней области градуировочной характеристики. При этом разрешающая способность метода в фонтанирующих скважинах уменьшается по сравнению с ШГН скважинами.

Кроме скорости прибора относительно потока жидкости на показания СТД оказывает влияние также состав этой жидкости. Наибольший коэффициент теплоотдачи от датчика термодебитомера отмечается в воде, значительно меньше в нефти и очень маленький в газе. Для нагнетательных скважин состав жидкости постоянный. Однако от скважины к скважине состав потока закачиваемой воды может изменяться. В некоторые скважины закачивают сточную, а в некоторые – пресную воду. Причём, при закачке сточной воды состав может изменяться за счёт различной подготовки её на кустовых насосных станциях (КНС). Поэтому для количественных определений скорости потока жидкости в скважине по измерениям каналом СТД необходимо получить градуировочную зависимость для той жидкости, которая закачивается в скважину.

Вслед за фонтанирующими термодебитометрию начали использовать и при проведении исследований в нагнетательных скважинах, изменив несколько методику измерений, а именно, увеличив скорость регистрации до 200 м/час. Здесь надо учесть, что поток жидкости движется вниз, а прибор – вверх, поэтому относительная скорость между потоком жидкости и прибором будет равна сумме их скоростей. Скорость потока в нагнетательных скважинах по абсолютной величине, как правило, превосходит скорость потока в фонтанирующих скважинах. Следовательно, относительная скорость между потоком жидкости и прибором в нагнетательных скважинах больше, чем в фонтанирующих скважинах.

Разрешающая способность термодебитомера в нагнетательных скважинах будет меньше, чем в фонтанирующих скважинах. Термодебитомер работает в нагнетательных скважинах на участке, который расположен в правом конце градуировочной характеристики прибора (см. рис.1.8). На этом участке характеристика прибора такова, что при больших изменениях относительной скорости между потоком жидкости и прибором изменения показаний термодебитомера будут незначительные. Вследствие этого, термодебитомер (СТД) геофизики переименовали в СТИ – скважинный термокондуктивный индикатор притока/расхода.

На рис.3 приведён пример, показывающий то, что предлагаемая в работе [34] методика определения скорости потока жидкости в скважине по измерениям термодебитомером со скоростью протяжки прибора 100-120 м/час не может быть использована на практике. Здесь приведены 7 термодебитограмм. Эти кривые зарегистрированы с различными постоянными скоростями протяжки прибора, в нагнетательной скважине как выше, так и ниже воронки НКТ. Шифр кривых означает скорость протяжки прибора в м/час. Скорость протяжки у 5 из этих кривых изменяется от 210 до 550 м/час. Эти скорости в два и более раз превосходят рекомендуемую скорость.

Как видно из рисунка, дифференциация между кривыми ниже воронки НКТ наблюдается, а в НКТ её нет. Это означает, что скорость прибора относительно потока жидкости в НКТ очень большая. Если по результатам этих измерений в НКТ построить график градуировочной зависимости показаний СТД от скорости протяжки прибора, то окажется, что большим изменениям скорости протяжки прибора соответствуют мизерные приращения регистрируемой температуры. По таким измерениям невозможно определить как скорость потока жидкости в скважине, так и место нарушения герметичности обсадной колонны и НКТ.

Из этого примера следует, что рекомендуемая в [34] методика проведения измерений каналом СТД не может быть использована для контроля технического состояния скважины.

Рис.3. К методике определения скорости потока жидкости в скважине по измерениям каналом СТД.

Основным негативным моментом, который исключает возможность использования градуировочной зависимости канала СТД, является то, что показания прибора зависят от температуры потока жидкости [43, 108].

Температура закачиваемой жидкости изменяется вдоль ствола скважины.

Последнее делает невозможным использовать градуировочную зависимость канала СТД для определения скорости потока жидкости в нагнетательных скважинах.

1.3. Механическая расходометрия

Для определения герметичности обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах измерения термометром и термодебитомером комплексируют измерениями механическим расходомером1 (РГД) [6, 9, 42].

По данным измерений РГД можно не только определить глубину нарушения герметичности обсадной колонны и НКТ, но установить также количество жидкости, проходящей через это нарушение [46]. При проведении ремонтноизоляционных работ технологам цеха капитального ремонта скважин (КРС) крайне необходимо знать этот параметр, так как он позволяет выбрать технологию ремонтных работ на скважине.

Рассмотрим ниже различные типы расходомеров, а также различные методики проведения измерений, которые использовались в нефтяной отрасли в различное годы по мере развития метода для определения скорости потока жидкости в скважинах, В начале шестидесятых годов прошлого столетия бурно развивались геофизических методы исследования скважин, появлялись новые приборы и методики. В числе новых методов была и скважинная расходометрия [1-4]. В этом параграфе рассмотрим развитие и совершенствование скважинной механической расходометрической аппаратуры и методики исследования действующих добывающих и нагнетательных скважин.

В соответствии с установившейся терминологией приборы, предназначенные для измерения нисходящих потоков, называют расходомерами, а для измерения восходящих потоков – дебитомерами.

Первые расходомеры в СССР были разработаны в 1953-1954 гг. – это расходомеры постоянного перепада давления [89]. Чувствительный элемент прибора – поплавок, который перемещается в измерительном конусе при прохождении потока на высоту, пропорциональную величине расхода жидкости.

Эти расходомеры были просты в изготовлении, имели равномерную шкалу в широком диапазоне расходов. Однако, в силу ряда объективных причин (зависимость погрешности измерений от свойств потока, от отклонения угла поплавка от вертикали) эти приборы не нашли применения на практике.

Дальнейшим развитием расходомеров с постоянным перепадом давления является разработка (1955 г. ВНИИ) пакерного расходомера с местной регистрацией, чувствительным элементом которого являлся поплавок с противодействующей пружиной [1]. Однако эти приборы также не нашли широкого применения, так как измерения проводились только по точкам. На каждое измерение требовалось более 15 минут [90]. Кроме того, к недостаткам глубинных дебитомеров ВНИИ относится то, что необходимо несколько спусков прибора в скважину для настройки пределов измерения за счёт изменения грузов, которые прикрепляются к прибору.

Последней из модификаций дебитомеров поплавково-пружинного типа является дебитомер ГД-1. Он позволяет проводить измерения дебитов жидкости в широком диапазоне без перенастройки и дополнительной тарировки. Однако из-за небольшого диапазона измерения дебитов в пределах от 20 до 150 т/сут этот прибор также не нашёл широкого применения на практике.

В 1962-1963 гг. во ВНИИнефти был разработан дебитомер «Поток-2» с датчиком расхода в виде турбинки, натянутой на двух струнах, концы которых закреплены неподвижно (расходомер с заторможенной турбинкой) [4]. Угол поворота (выходной сигнал) данного расходомера пропорционален квадрату расхода, следовательно, прибор имеет низкую чувствительность в начале диапазона. Кроме того, недостатком данного вида расходомеров является наличие в измерительной части упругого элемента, что является причиной нелинейности характеристики прибора, а также нестабильности статической характеристики во времени.

Следующим шагом в развитие метода были дебитомеры с вращающейся турбинкой. Впервые в нашей стране подобные дебитомеры были разработаны в Казанском университете под руководством Н. Н.

Непримерова и А. Г. Шарагина в 1957 году [82]. Глубинный дистанционный дебитомер-расходомер конструкции Казанского университета был предназначен для определения скорости потока жидкости в скважине. В качестве регистрирующего устройства использовался стандартный импульсный счетчик типа СБ-1М/100. В последующем этот счётчик был заменён на геркон. Геркон представляет прерыватель электрической цепи.

При прохождении магнитика, закреплённого на оси турбинки, контакты прерывателя электрической цепи геркона замыкаются, проводится регистрация импульса тока. Частота импульсов пропорциональна скорости вращения турбинки.

Чем больше скорость потока жидкости в скважине, тем больше частота Расходомеры турбинного типа имеют целый ряд положительных качеств, из которых основными являются следующие:

линейная статическая характеристика на достаточно большом диапазоне расходов;

преобразование скорости потока в частотный сигнал, удобный для передачи на поверхность;

простота конструкции измерительного канала;

возможность измерения потоков жидкости переменного направления одним прибором;

возможность работы датчика при высоких давлениях и температуре;

Кроме датчиков дебитомеры/расходомеры отличаются между собой также и по конструкции приборов [4]. Глубинные приборы бывают беспакерные, пакерные и беспакерные с перекрывающей турбинкой.

Выделение перекрывающих расходомеров в отдельную группу обусловлено существенными отличиями метрологических характеристик расходомеров с большими турбинками от классических беспакерных приборов с малогабаритными вертушками.

Механические расходомеры предназначены для измерения скорости потока жидкости в скважине, которая изменяется в широком диапазоне. Для того, чтобы точность измерения была приемлема при измерении как «малых», так и «больших» скоростей потока жидкости, то были разработаны пакерные и беспакерные расходомеры [2, 3]. Особенности этих расходомеров приведены ниже.

Беспакерные скважинные расходомеры (РГД-3, РГД-4, ГДИ-2, РД 150/60, комплексные приборы серии АГАТ, автономный комплекс КСА-А8Сакмар», содержащие канал расходомера и др.[6, 14, 16, 25, 26, 27, 103]) предназначены для построения профиля притока (приемистости) в скважинах со средней и высокой производительностью. Так как рабочий диапазон статической характеристики беспакерных расходомеров смещен в сторону больших расходов, то порог чувствительности таких приборов значительно выше, чем у пакерных расходомеров. Так, у беспакерного расходомера РГД-4 (диаметр 42 мм) порог чувствительности в обсадной колонне диаметром 146 мм составляет 144 м3/сут.

При работе в режиме протяжки беспакерные расходомеры могут быть использованы для определения мест притока жидкости в малодебитных скважинах, поскольку при непрерывном движении прибора преодолевается момент трения покоя в опорах турбинки и ее инерции, и минимальные приращения величины потока вызывают изменение числа оборотов турбинки [6, 13, 16, 88, 90, 105]. Однако результаты таких исследований ненадежны (носят качественный характер) и при любых условиях точность исследования низко дебитных скважин классическими беспакерными расходомерами не может сравниться с точностью пакерных расходомеров.

Основная приведенная погрешность беспакерных расходомеров нормируется не выше 4 % [13]. Однако погрешность измерения расхода в реальных скважинных условиях в несколько раз может превышать значение основной погрешности измерения, приведенной в паспорте прибора. Это обусловлено действием целого ряда искажающих результат измерения факторов: засорение опор подшипников; влияние вариации вязкости жидкости; изменение диаметра обсадной колонны; отклонение прибора от геометрической оси скважины; разность скоростей движения компонент потока; неравномерность движения глубинного прибора; изменение гидравлического сопротивления измерительного канала; положение прибора относительно перфорационных отверстий.

Для исследования профиля притока в добывающих скважинах с дебитами от 3 – 5 до 180 – 200 м3/сут и, в некоторых случаях, для исследования нагнетательных скважин, имеющих небольшую производительность, используются пакерные расходомеры. Приборы этого типа, при условии надежной работы пакерующего устройства, измеряют истинный расход жидкости, т.к. через чувствительный элемент проходит весь измеряемый поток жидкости. В нашей стране были разработаны следующие пакерные расходомеры: РГД-1М, РГД-2М, РГД-36, Кобра-36Р, РГТ-1, ДГД-8, ДГД-6, ПРС-1, Терек-3, РН-26, РН-28, Фонтан, Гранат и др [3, 88, 101-103].

Стабильность коэффициента пакеровки является необходимым условием получения достоверных данных (на количественном уровне) о характере притока (поглощения) жидкости по стволу обсаженной скважины.

Погрешности глубинных расходомеров, обусловленные наличием в конструкции прибора пакера, определяются в основном следующими факторами:

техническим состоянием пакерующего устройства и качеством его 1) подготовки;

скоростью потока жидкости: в зависимости от конструкции 2) пакера, увеличение скорости потока жидкости может как увеличивать коэффициент пакеровки (за счет самоуплотнения пакера), так и уменьшать его (например, в случае зонтичных пакеров);

влиянием вязкости жидкости: у скважинного расходомера с 3) абсолютным пакером изменение вязкости жидкости вызывает только изменение статической характеристики турбинки; в случае же неабсолютного пакера изменение вязкости жидкости, помимо изменения статической характеристики собственно турбинки, вызывает также перераспределение потока жидкости через измерительный и обводные каналы (учтенные и неучтенные утечки);

конструкцией самого пакера.

4) В настоящее время для исследования нагнетательных скважин пакерные расходомеры не нашли применения из-за больших величин приёмистости. В Западной Сибири приёмистость нагнетательных скважин м3/сут.

составляет несколько сот При таких приёмистостях пакер разрушается.

Даже в ОАО «Татнефть» измерения пакерными расходомерами не проводят, где принято ограничивать приёмистость нагнетательных скважин несколькими десятками – первыми единицами сотен м3/сут за счёт установки штуцера с небольшим проходным отверстием.

Разновидностью непрерывных глубинных потокометрических устройств являются беспакерные расходомеры с турбинкой, перекрывающей основное сечение скважины - перекрывающие. В этих расходомерах диаметр турбинки больше диаметра скважинного прибора. Такие расходомеры имеют меньшую погрешность, обусловленную колебанием диаметра ствола скважины, чем непрерывные расходомеры с классической (малогабаритной) турбинкой и могут работать при меньших значениях расходов – некоторые отечественные производители заявляют нижний предел измерения такой же, как и у пакерных приборов! Ранее, впервые в СССР - во ВНИИГИС, а позже во ВНИИНПГ, были созданы макеты перекрывающих расходомеров, в которых турбинка выполнялась неуправляемой, из гибкого материала (пружин, обтянутых эластичным материалом типа "болонья", резины и т.п.).

Такими турбинками оснащены отечественные расходомеры «Гранат-Р» и КарСар СДМ [13]. Существенным недостатком таких расходомеров является то, что отсутствие строгой фиксации лопастей во время проведения измерений может привести к получению искаженной информации (вследствие изменения профиля лопастей от напора), что затрудняет метрологическое обеспечение таких расходомеров. Перекрывающие расходомеры фирмы Sondex снабжены турбинками с жесткими лопастями, которые в транспортном состоянии складываются и не выступают за центраторы.

Безусловно, жесткие лопасти повышают достоверность измерений, однако это достигается в ущерб общей надежности конструкции (вследствие усложнения прибора). К общим недостаткам перекрывающих расходомеров также можно отнести большую вероятность зацепов на забое и при входе в НКТ. Кроме того, необходимо иметь в виду, что с ростом размеров лопастей растет инерционность турбинки, что при неблагоприятных условиях исследования (высокая скорость протяжки, резкое изменение дебита на малом участке перфорированной зоны обсадной колонны) может привести к динамическим погрешностям, значительно превышающим значения основной погрешности измерения.

Для количественных определений проводят тарировку механических расходомеров на гидродинамическом стенде. В результате получают зависимость показаний расходомера N от скорости потока v – N=f(v), омывающего прибор. Используя эту зависимость, по результатам измерений механическим расходомером на точке, определяют скорость потока жидкости в скважине [4]. Однако условия проведения измерений на стенде и в скважине, как правило, отличаются между собой. Поэтому погрешность определения скорости потока жидкости по этому способу может быть очень большой. Кроме того, вследствие большого порога страгивания небольшие скорости потока жидкости невозможно определить по этому способу.

В настоящее время широкое распространение получили способы определения скорости потока жидкости, основанные на проведении измерений расходомером на протяжке в скважине – это методика N – 50 и методика фирмы Шлюмберже [112]. Для решения рассматриваемой задачи эти методики не используют градуировочную зависимость, полученную на стенде. В этих способах эталонировка расходомера проводится непосредственно в скважине. Поэтому точность определения скорости потока жидкости в скважине по данным методикам выше по сравнению с первым способом.

Методика N – 50 нашла широкое применение при определении приёмистости в нагнетательных скважинах АНК «Башнефть». Для определения скорости потока жидкости проводят два измерения расходомером: первое - в работающей нагнетательной скважине на точке в течение времени t, второе – на протяжке вдоль ствола скважины на участке 50м после прекращения закачки. Обычно измерение на точке в работающей скважине проводят в течение пяти минут. В этом случае приёмистость скважины Q определяют по формуле Q [м3/сут] = 14400 D2 N5мин / N50m, где D– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; N5мин количество импульсов, зарегистрированных в течение пяти минут расходомером на точке в работающей скважине, N50m – количество импульсов, зарегистрированных при подъёме расходомера вдоль ствола скважины на участке протяжённостью 50м после прекращения закачки, множитель 14400 – переводной коэффициент.

Для определения скорости потока жидкости в скважине по этой методике необходимо провести всего два измерения расходомером. Из всех способов, с помощью которых проводится эталонировка расходомеров в скважине, эта методика самая дешёвая. Экономически эта методика оправдывает себя в том случае, когда закачиваемая вода не содержит различные примеси. В действительности в закачиваемой воде (в основном сточной) содержится большое количество механических примесей. Эти примеси засоряют чуствительный элемент расходомера. В результате одно или оба измерения расходомером получаются искажёнными, а погрешность определения скорости потока жидкости в скважине становится неопределённой. С этой точки зрения методика фирмы Шлюмберже более совершенная.

Методика фирмы Шлюмберже заключается в проведении серии измерений расходомером вдоль ствола в работающей скважине с различными скоростями. Обычно проводят не менее пяти измерений [142].

Результаты этих измерений наносят на масштабно координатную сетку (vпрN) и строят график N=f(vпр) прямолинейной зависимости показаний расходомера N от скорости протяжки vпр прибора. Точка пересечения этой линии с осью абсцисс даёт величину скорости потока жидкости в скважине.

Если измерения проведены при подъёме прибора, то точка пересечения графика с осью абсцисс должна располагаться слева от начала координат, а при измерении при спуске прибора – справа от начала координат. Если график пересекает ось абсцисс иначе, чем описано выше, то такие измерения считаются бракованными.

По результатам измерений механическим расходомером, проведённые либо с использованием градуировочной зависимости, либо по методике N=50, либо по методике фирмы Шлюмберже, определяют не только глубину нарушения герметичности обсадной колонны или НКТ, но определяют также и количество жидкости, проходящей через нарушение колонны. Это было бы действительно так, если бы в потоке жидкости отсутствовали различные примеси, которые забивают трущиеся части прибора и результаты измерений оказываются искажёнными и не подлежащими обработке.

На рис.4 приведены результаты измерений термометром и механическим расходомером в нагнетательной скважине. Измерения механическим расходомером проведены с различными постоянными скоростями; кр. 6 – 500 м/час; кр.5 – 1000 м/час; кр. 3 – 1500м/час; кр. 4 – 2000 м/час; кр. 7 – 2500 м/час.

Рис.4. Результаты измерений термометром и мехеническим расходомером в скв. 9601 Минибаевской площади.

Из рисунка видно, что показания расходомера ниже воронки НКТ при протяжке прибора со скоростями: 1500 и 2000 м/час (см. кр.3 и 4) равны нулю, т. е. при этих измерениях вертушка была забита. Форма других измерений расходомером (см. кр.5-7), а также их взаимное расположение указывает на то, что эти расходограммы не подлежат обработке. Результаты измерений каналом РГД бракованные.

Иногда встречаются случаи, когда качество результатов измерений каналом РГД можно определить только после их обработки. Такой случай представлен на рис.5.

Измерения РГД проведены с различными скоростями:

кр.1 – Vпр = 500 м/час; кр.2 - Vпр = 1000 м/час; кр.3 - Vпр = 1500 м/час; кр.4 Vпр = 2000 м /час; кр.5 - Vпр = 2500 м/час. По результатам этих измерений построен график градуировочной зависимости. Как видно из рисунка, скорость потока жидкости в скважине оказалась отрицательной вследствие того, что датчик РГД забивался механическими примесями.

Рис.5. Результаты измерений каналами термометра и расходомера в нагнетательной скв. № 14648 Ташлиярской площади То, что прибор забивался при измерениях, явно из кривых не видно.

Результаты каждого измерения, взятого в отдельности, указывают на то, что они хорошего качества. Однако при совместном рассмотрении в процессе построения градуировочной зависимости следует вывод о том, что эти кривые зарегистрированы с забитой турбинкой.

Приведённые примеры показывают, что по измерениям механическими расходомерами затруднительно определить место нарушения герметичности НКТ или обсадной колонны в тех случаях, когда турбинка прибора забита осадком.

В последние годы проводятся работы по улучшению метрологических характеристик как механических, так и термокондуктивных расходомеров [11, 48-50, 52, 94, 96, 104]. Работы в этом направлении следует продолжить.

Однако необходимо отметить, что при использовании механических расходомеров даже с раскрывающейся вертушкой, как в приборе «Гранат-Р», у которого порог страгивания составляет первые единицы м 3/сут, результаты измерений оказываются бракованными. Для повышения качества расходограмм необходимо повысить качество подготовки закачиваемой воды с целью исключения влияния механических примесей, содержащихся в закачиваемой жидкости, на результаты измерений. Кроме того, для получения достоверных результатов по измерениям как каналом механического, так и термокондуктивного расходомера необходимо получать градуировочную зависимость не на стенде, а получать её непосредственно в скважине.

1.4. Выводы по главе Из рассмотренных в этой главе материалов следует, что в настоящее время для определения герметичности НКТ и обсадной колонны используются потокометричекие методы исследования скважин – термометрия, механическая и термокондуктивная дебитометрия. Из этих методов на практике наибольшее распространение получила термометрия.

Было разработано много методик приведения измерений термометром в скважинах для определения технического состояния обсадной колонны.

Одним из первых при решении рассматриваемой задачи был способ продавки. Он получил дальнейшее развитие после того, как был расширен комплекс исследований, а также предложена новая методика обработки и интерпретации результатов измерений. Однако эта методика выявляла утечки жидкости через колонну только в скважинах в интервале отсутствия НКТ.

Измерения термометром при закачке, а также при изливе воды из скважины были ограничены экранирующим влиянием НКТ при определении нарушения герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

При определении герметичности НКТ или обсадной колонны выше интервалов перфорации, но в свободной от НКТ части нагнетательной скважины, эффективность измерений термометром при закачке определяется скоростью потока ниже места нарушения герметичности. Если режим течения турбулентный ниже нарушения герметичности, то изменение градиента температуры в месте нарушения герметичности, практически, не отмечается на измерении термометром при закачке воды в скважину. По измерениям термометром при закачке чётко отмечается место нарушения герметичности обсадной колонны в зумпфе скважины.

Определить место нарушения герметичности НКТ по одному измерению термометром при изливе воды из скважины невозможно, так как на измеряемую температуру в НКТ оказывает влияние как НКТ, так и межтрубное пространство. Кроме того, аномалии калориметрического смешивания в интервале нарушения герметичности НКТ не будет, если температура восходящего и поступающего потоков в НКТ будут равны между собой.

Ограничены в применении методы механической и термокондуктивной дебитометрии с целью определения герметичности обсадной колонны при проведении измерений через НКТ. Метод термокондуктивной дебитометрии не информативен при определении герметичности колонны в интервале больших скоростей потока жидкости в скважине. Этот метод геофизики переименовали из скважинного термокондуктивного дебитомера (СТД) в скважинный термокондуктивный индикатор притока/расхода жидкости в скважине.

Метод механической дебитометрии очень простой и надёжный метод при определении скорости потока закачиваемой воды в нагнетательную скважину при условии, когда в потоке воды нет механических примесей. В этом случае РГД четко выявляет место нарушения герметичности колонны или НКТ.

При определении герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ РГД используется только как косвенный метод. Обсадная колонна выше воронки НКТ считается герметичной, если отношение счёта РГД в колонне к счёту РГД в НКТ обратно пропорционально площадям сечений колонны к площади сечения НКТ.

Однако в действительности, в закачиваемой воде находится в большом количестве различных примесей, которые искажают показания прибора.

Вследствие чего, результаты измерений становятся бракованными. Такие результаты не подлежат обработке. Попытки промыть прибор (турбинку), как правило, не дают хороших результатов.

ГЛАВА2. Теоретическое изучение распределения температуры вдоль ствола в процессе закачки воды через НКТ в нагнетательную скважину при нарушенной или не нарушенной герметичности обсадной колонны и/или НКТ В этом разделе рассмотрим особенности распределения температуры в нагнетательной скважине при закачке воды через НКТ как при нарушенной и не нарушенной герметичности НКТ, так и при нарушенной и не нарушенной герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

Нарушена герметичность НКТ

–  –  –

Задача (1)-(16) решается числено методом переменных направлений.

Область интегрирования отсекается по r: Уравнение (14) рассматривается лишь в области 0 r R, где R достаточно велико, чтобы можно было считать, что (15) выполняется с нужной точностью при замене г на r=R.

Разностные схемы строятся методом баланса.

Полученная система линейных уравнений решается методом верхней релаксации. Разработана компьютерная программа. Расчёты проведены при следующих параметрах: температура закачиваемой воды TЗАК=20 C;

естественная температура пород на глубине z=0 есть T0=6 C; геотермический градиент =0,017 C/м; наружный диаметр НКТ dн.НКТ=73 мм; внутренний dв.НКТ=63 мм (толщина стенки НКТ не учитывалась при построении расчётной сетки, но учитывалась при расчёте скорости движения жидкости, зависящей от площади сечения потока в межтрубном пространстве);

внутренний диаметр колонны dК = 130 мм; длина НКТ H=1000 м.

На рис.2.2 приведены результаты расчётов распределения температуры при закачке с нарушенной герметичностью НКТ. Шифр кривых означает распределение температуры в потоке закачиваемой воды через НКТ при

–  –  –

приёмистости в месте нарушения герметичности НКТ с приёмистостью: 1 Q=0 м3/сут; 2 - Q=7 м3/сут; 3 - Q=15 м3/сут; 4 - Q=25 м3/сут; 5 - Q=40 м3/сут; 6 - Q=50 м3/сут, 7 - Q=60 м3/сут, 8 – геотермическое распределение температуры. Приёмистость скважины составляет Q=100 м3/сут. Место нарушения герметичности НКТ находится на глубине 500 м.

Как видно из рисунка, определить проблемный участок при малых нарушениях герметичности НКТ представляет значительные трудности.

Только при большом нарушении, когда через место нарушения уходит более 40-50% объёма закачиваемой воды подобный интервал НКТ определяется изменением градиента температуры.

2.2 Нарушение герметичности колонны находится на глубине выше воронки НКТ

–  –  –

Полученная система линейных уравнений решается методом верхней релаксации. Доказательство сходимости и устойчивости разностных схем приведено в работе [31].

Разработана компьютерная программа. Расчёты проведены при следующих параметрах: температура закачиваемой воды на устье TЗАК=20 C;

естественная температура пород на глубине z=0 есть T0=6 C; геотермический градиент =0,017 C/м; наружный диаметр НКТ dн.НКТ=73 мм; внутренний dв.НКТ=63 мм (толщина стенки НКТ не учитывалась при построении расчётной сетки, но учитывалась при расчёте скорости движения жидкости, зависящей от площади сечения потока в межтрубном пространстве);

внутренний диаметр колонны dК = 130 мм; длина НКТ H=1000м;

приёмистость скважины Q1 = 100 [м3/сут], приёмистость места нарушения герметичности обсадной колонны, расположенной выше воронки НКТ, составляла Q1 = 100; 90; 75; 50; 25; 20; 10 [м3/сут].

На рис.2.4. приведены результаты расчётов распределения температуры вдоль ствола скважины в НКТ. Шифр кривых на рисунке – это величина приёмистости в месте нарушения герметичности обсадной Рис.2.4. Распределение температуры в НКТ при закачке воды в нагнетательную скважину. Приёмистость скважины составляет Q=100 м3/сут колонны, расположенной выше воронки НКТ : 1 – Q = 0 м3/сут; 2 – Q = 10 м3/сут; 3 – Q = 20 м3/сут; 4 – Q = 25 м3/сут; 5 – Q = 50 м3/сут; 6 – Q = 75 м3/сут; 7 – Q = 90 м3/сут; 8 – Q = 100 м3/сут.

Как видно из рис.2.4, при закачке «горячей» воды (температура закачиваемой воды на устье больше геотермической, т.е. Тзак То), температура при увеличении глубины в скважине сначала уменьшается, достигает минимальное значение, а затем постепенно увеличивается. Если обсадная колонна выше воронки НКТ герметична (см. кр.1), то температура с минимального значения (на глубине 620м) увеличивается при увеличении глубины монотонно до местоположения воронки НКТ.

Рассмотрим поведение градиента температуры Г1(z) = Т/z на этой кривой, здесь Т = Т2 –Т1 – приращение температуры, z. = z2 – z1 – приращение глубины. Т1 – температура кривой на глубине z1, Т2 температура кривой на глубине z2. Градиент температуры в интервале: устье

– 620м имеет отрицательное значение, так как на этом участке Т 0, а z

0. На глубине z 620м градиент температуры Г = 0 (здесь Т = 0). Ниже этой глубины градиент температуры положительный, монотонно увеличивается и приближается к геотермическому градиенту.

Подобный характер распределения температуры отмечается и в случае, когда нарушена герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ.

Однако между этими распределениями имеется существенное расхождение.

Если градиент температуры монотонно увеличивается при приближении к воронке НКТ в случае, когда обсадная колонна герметична выше воронки НКТ, то в случае, когда герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ нарушена, градиент температуры при приближении сверху к воронке НКТ уменьшается. Следовательно, поведение термограмм вблизи воронки НКТ, зарегистрированных при квазистационарном режиме закачки, указывает на техническое состояние обсадной колонны выше воронки НКТ.

Монотонное увеличение градиента температуры при приближении сверху к воронке НКТ указывает на то, что обсадная колонна выше воронки НКТ герметична, уменьшение градиента температуры при приближении сверху к воронке НКТ указывает на то, что нарушена герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ.

На рис.2.5. приведены результаты расчётов распределения температуры в процессе закачки воды через НКТ в нагнетательную скважину, приёмистость которой составляет Q=400 м3/сут. Шифр кривых на рисунке – это величина приёмистости в месте нарушения герметичности обсадной колонны, расположенной выше воронки НКТ : 1 – Q = 0 м3/сут; 2 – Q = 40 м3/сут; 3 – Q = 80 м3/сут; 4 – Q = 100 м3/сут; 5 – Q = 200 м3/сут; 6 – Q = 300 м3/сут; 7 – Q = 360 м3/сут; 8 – Q = 400 м3/сут.

Рис.2.5. Распределение температуры в НКТ при закачке воды в нагнетательную скважину. Приёмистость скважины составляет Q=400 м3/сут Сравнение результатов расчётов, представленных на рис.2.4. и на рис.2.5. показывает, что закономерности распределения температуры при квазистационарном режиме закачки воды в НКТ, сохраняются. Признак, указывающий на техническое состояние обсадной колонны выше воронки НКТ, не изменяется при увеличении величины приёмистости скважины.

Однако, увеличение скорости потока закачиваемой воды в НКТ приводит к сглаживанию термограммы или к уменьшению градиента температуры.

Последнее несколько может затруднить выявление нагнетательных скважин с нарушенной герметичностью обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

–  –  –

Задача (28)-(45) решается численно методом методом переменных направлений. Область интегрирования отсекается по r: Уравнение (30) рассматривается лишь в области 0 r R, где R достаточно велико, чтобы можно было считать, что (46) выполняется с нужной точностью при замене г на r=R. Разностные схемы строятся методом баланса.

Полученная система линейных уравнений решается методом верхней релаксации. Доказательство сходимости и устойчивости разностных схем приведено в работе [67].

Разработана компьютерная программа. Расчёты проведены при следующих параметрах: температура закачиваемой воды на устье TЗАК=20 C;

естественная температура пород на глубине z=0 есть T0=6 C; геотермический градиент =0,017 C/м; наружный диаметр НКТ dн.НКТ=73 мм; внутренний dв.НКТ=63 мм (толщина стенки НКТ не учитывалась при построении расчётной сетки, но учитывалась при расчёте скорости движения жидкости, зависящей от площади сечения потока в межтрубном пространстве);

внутренний диаметр колонны dК = 130 мм; длина НКТ H=1000м. Место нарушения герметичности колонны находится на глубине 300м и 800м.

Приёмистость скважины выбиралась из условия, чтобы режим течения закачиваемой воды в НКТ был ламинарным: 5 м3/сут; 10 м3/сут; 15 м3/сут и 20 м3/сут. При таком режиме течения воды в НКТ влияние радиальной составляющей теплопроводности сопоставимо с влиянием осевой конвективной составляющей теплопроводности. Вся закачиваемая в скважину вода поглощалась в интервалах нарушения герметичности обсадной колонны в разных пропорциях.

На рис.2.7. приведены результаты расчётов распределения температуры вдоль ствола скважины в НКТ. Приёмистость скважины составляет 5 м3/сут. Нарушена герметичность обсадной колонны на глубинах: 300м и 800м. Шифр кривых означает: приёмистость колонны Q1[м3/сут] на глубине 300м и приёмистость колонны Q2[м3/сут] на глубине 800м: 1- Q1=0, Q2=0; 2 - Q1=0, Q2=5; 3 - Q1=0,5, Q2=4,5; 4 - Q1=1,0, Q2=4,0; 5 Q1=1,5, Q2=3,5; 6 - Q1=2,0, Q2=3,0; 7 - Q1=2,5, Q2=2,5; 8 - Q1=3,0, Q2=2,0; 9 - Q1=3,5, Q2=1,5; 10 - Q1=4,0, Q2=1,0; 11 - Q1=4,5, Q2=0,5; 12 - Q1=5,0, Q2=0;

Как видно из рисунка, поведение термограмм вблизи воронки НКТ однозначно указывает на то, что герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ нарушена. Однако определить место нарушения герметичности обсадной колонны по таким измерениям представляет большие трудности.

Очень сложно выявить места изменения градиента температуры на термограммах. Для облегчения определения визуально глубины аномального Рис.2.7. Распределение температуры в НКТ в процессе закачки воды в нагнетательную скважину с нарушенной герметичностью обсадной колонны выше воронки НКТ.

изменения градиента температуры на кривой необходимо масштаб по температуре выбирать более мелкий, например, n=0.1 оС/см или n=0.3 оС/см.

Для выявления глубины аномального изменения градиента температуры предлагается рассматривать не исходную кривую, а её вторую производную по глубине. Результаты изменения второй производной температуры по глубине приведены на рис.2.8. Условные обозначения на этом рисунке те же, что и на рис.2.7.

Рис.2.8. Результаты изменения по глубине второй производной от температуры при закачке воды через НКТ. Приёмистость скважины составляет Q=5 м3/сут.

Как видно из рисунка, аномальное изменение на исходных термограммах отмечается пикообразными локальными аномалиями на второй производной температуры по глубине, если приёмистость в месте нарушения герметичности НКТ составляет Q 1 м3/сут, а в процентном отношении m 20% от общего потока в месте нарушения герметичности НКТ.

Другой пример распределения температуры вдоль ствола при закачке воды через НКТ при ламинарном потоке воды с приёмистостью Q = 10 м3/сут в случае, когда нарушена герметичность обсадной колонны на глубинах 300 м и 800 м приведён на рис. 2.9. Воронка НКТ находится на глубине 1000 м.

Как и в предыдущем примере, поведение термограмм вблизи воронки НКТ Рис.2.9. Распределение температуры в НКТ в процессе закачки воды в нагнетательную скважину с нарушенной герметичностью обсадной колонны выше воронки НКТ.

однозначно указывает на то, что герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ нарушена. Здесь также определить место нарушения герметичности обсадной колонны по таким измерениям представляет большие трудности. Очень сложно выявить места изменения градиента температуры на термограммах. Для облегчения определения визуально глубины аномального изменения градиента температуры на кривой необходимо масштаб по температуре выбирать более мелкий.

Для выявления глубины аномального изменения градиента температуры предлагается рассматривать не исходную кривую, а её вторую производную по глубине. Результаты изменения второй производной Рис.2.10. Результаты изменения по глубине второй производной от температуры при закачке воды через НКТ. Приёмистость скважины составляет Q=10 м3/сут.

температуры по глубине приведены на рис.2.10. Условные обозначения на этом рисунке те же, что и на рис.2.9. Как видно из рисунка аномальное изменение на исходных термограммах отмечается пикообразными локальными аномалиями на второй производной температуры по глубине, если приёмистость в месте нарушения герметичности НКТ составляет Q 2 м3/сут, а в процентном отношении m 20% от общего потока в месте нарушения герметичности НКТ.

–  –  –

следующих параметрах: температура закачиваемой воды TЗАК=20 C;

естественная температура пород на глубине z=0 есть T0=6 C; геотермический градиент =0,017 C/м; наружный диаметр НКТ dн.НКТ=73 мм; внутренний диаметр колонны DК = 130 мм; длина НКТ H=1000 м.

На рис.2.12 и рис.2.13 приведены результаты расчётов распределения температуры при закачке воды в нагнетательную скважину с величиной приёмистости Q=20 м3/сут на первом и Q=100 м3/сут – на втором рисунках соответственно. Условные обозначения на кривых это распределение температуры в скважине: 7 – геотермическое, 2 – в межтрубном пространстве, 3 – на стенке НКТ, 4 – на 12мм от стенки НКТ, 5 – на 17мм от стенки НКТ, 6 - на оси НКТ, 1 – средняя интегральная по сечению НКТ.

Из рисунков, распределение температуры вдоль радиуса не остаётся постоянным. В приустьевой части температура на стенке и на оси скважины Рис.2.12. Распределение температуры при закачке воды в нагнетательную скважину с величиной приёмистости Q=20 м3/сут.

Рис.2.13. Распределение температуры при закачке воды в нагнетательную скважину с величиной приёмистости Q=100 м3/сут.

мало отличаются между собой. При увеличении глубины разница температуры между стенкой и осью увеличивается, достигает максимальной величины на какой-то глубине, а затем начинает уменьшаться. Причём уменьшение температуры до нуля между различными образующими, проходящими на различном расстоянии от оси, наблюдается на различных глубинах z. Эта разница глубин увеличивается при увеличении приёмистости скважины. Так при Q=20 м3/сут величина z75м, а при Q=100 м3/сут z375м.

Если будем считать точкой инверсии глубину, где температура на различных образующих равны меду собой, то окажется, что глубина инверсии занимает некоторую область по протяжённости, отличную от нуля.

Поэтому, видимо, надо говорить не о точке, а об области инверсии.

При дальнейшем увеличении глубины, считая от области инверсии, разница температуры между стенкой и осью скважины в потоке закачиваемой воды начинает увеличиваться. Вместе с этим изменяется также и знак градиента температуры. Если в приустьевой части скважины градиент температуры отрицательный (температура на оси больше чем на стенке), то ниже области инверсии градиент температуры положительный.

Как видно из рис.2.12, а также рис.2.13, радиальный градиент температуры выше области инверсии составляет десятки оС/м. причём, при уменьшении величины приёмистости скважины градиент температуры увеличивается. Ниже области инверсии радиальный градиент температуры составляет более одной сотни оС/м. Например, при Q=100 м3/сут величина о радиального градиента температуры составляет Г170 С/м на глубине 2000м.

Таким образом, величина радиального градиента температуры на четыре порядка превосходит геотермический градиент температуры. Такое большое различие можно использовать на практике при определении, например, места нарушения герметичности обсадной колонны или НКТ.

2.5 Выводы по главе

В этой главе приведены результаты расчётов распределения температуры вдоль ствола нагнетательной скважине при закачке воды через НКТ для трёх случаев: 1. нарушена герметичность НКТ; 2. нарушена герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ; 3. нарушена герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ на двух глубинах.

Кроме того, проведены расчёты распределения температуры с целью изучения радиального градиент температуры в потоке закачиваемой воды в нагнетательную скважину. По каждой задаче проведён анализ результатов расчётов.

Из анализа результатов расчётов по первой задаче следует, что при малых нарушениях герметичности место нарушения герметичности НКТ определить представляет трудности. Изменение градиента температуры на глубине нарушения герметичности НКТ, практически не отмечается. Только при больших нарушениях, когда через место нарушения герметичности уходит более 50% закачиваемой воды проблемное место НКТ определяется скачкообразным изменением градиента температуры.

По второй задаче получены практические важные результаты. Анализ результатов исследований в нагнетательных скважинах на нефтяных месторождениях России показывает, что температура закачиваемой воды вблизи воронки НКТ меньше геотермической. Такие условия в нагнетательной скважине определяются температурой закачиваемой воды на устье, величиной приёмистости, а также геотермическим градиентом температуры. Именно для таких условий были проведены расчёты распределения температуры при закачке воды в нагнетательную скважину.

Из проведённых расчётов следует, что характер распределения температуры вблизи воронки НКТ при закачке воды в нагнетательную скважину через НКТ существенно отличаются между собой при герметичной и нарушенной герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ. При герметичной колонне выпуклость на кривой направлена в сторону, противоположную относительно геотермического распределения, а при нарушенной герметичности колонны выше воронки НКТ выпуклость на кривой направлена к геотермическому распределению. Для того, чтобы определить герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ, надо провести прямую линию, которая соединяла бы две точки на термограмме, одна из этих точек находится на глубине воронки НКТ, а другая – на 20-30м выше воронки НКТ. Если термограмма находится левее этой прямой, то обсадная колонна герметична (в этом случае выпуклость на кривой направлена в сторону противоположную от геотермического распределения), иначе – нарушена герметичность колонны выше воронки НКТ.

По третьей задаче, когда нарушена герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ, определить место нарушения герметичности по измерения термометром при закачке представляет большие трудности даже при небольших приёмистостях нагнетательной скважине. Поэтому проводить измерения термометром при закачке не ограничивая её приёмистость не следует.

В четвёртой задаче изучается распределение температуры вдоль радиуса при закачке воды в нагнетательную скважину. Показано, что распределение температуры вдоль радиуса не остаётся постоянным. В приустьевой части температура на стенке и на оси скважины мало отличаются между собой. При увеличении глубины разница температуры между стенкой и осью увеличивается, достигает максимальной величины на какой-то глубине, а затем начинает уменьшаться. Причём уменьшение температуры до нуля между различными образующими, проходящими на различном расстоянии от оси, наблюдается на различных глубинах z. Эта разница глубин увеличивается при увеличении приёмистости скважины. Так при Q=20 м3/сут величина z75м, а при Q=100 м3/сут z375м.

Если будем считать точкой инверсии глубину, где температура на различных образующих равны между собой, то окажется, что глубина инверсии занимает некоторую область по протяжённости, отличную от нуля.

Поэтому, видимо, надо говорить не о точке, а об области инверсии.

При дальнейшем увеличении глубины, считая от области инверсии, разница температуры между стенкой и осью скважины в потоке закачиваемой воды начинает увеличиваться. Вместе с этим изменяется также и знак градиента температуры. Если в приустьевой части скважины градиент температуры отрицательный (температура на оси больше чем на стенке), то ниже точки инверсии градиент температуры положительный. Радиальный градиент температуры выше области инверсии составляет десятки оС/м.

причём, при уменьшении величины приёмистости скважины градиент температуры увеличивается. Ниже области инверсии радиальный градиент температуры составляет более одной сотни оС/м. Например, при Q=100 м3/сут величина радиального градиента температуры составляет Г=150 оС/м.

Таким образом, величина радиального градиента температуры на четыре порядка превосходит геотермический градиент температуры. Это можно использовать на практике при определении, например, места нарушения герметичности обсадной колонны или НКТ.

ГЛАВА 3. Развитие термодебитометрии

В главе 1.2.

показано, что в настоящее время отсутствует методика проведения измерений каналом скважинного термокондуктивного дебитомера с целью определения скорости потока жидкости в скважине.

Кроме того, также представляет большие трудности определить скорость потока флюида в скважине по измерениям механическими расходомерами, так как трущиеся части в приборе засоряются различными примесями, содержащиеся в потоке жидкости (см. главу 1.3.). В этой главе приводятся различные методики проведения измерений каналом СТД, их физическое обоснование при определении скорости потока жидкости в нагнетательных скважинах.

3.1 Физические основы определения скорости потока закачиваемой воды в нагнетательные скважины по измерениям термодебитомером 3.1.1 Измерения с переменной скоростью протяжки прибора Для определения скорости потока закачиваемой жидкости в нагнетательной скважине измерения каналом СТД надо проводить так, чтобы использовалась начальная область градуировочной характеристики прибора, т.е. чтобы при регистрации термодебитограммы разница (V) между скоростью прибора (Vпр) и скоростью потоком жидкости (Vпот) была бы равна также и нулю. Этому условию будет удовлетворять регистрация каналом СТД по направлению, совпадающим с направлением потока жидкости в скважине с переменной скоростью – либо с ускорением, либо с замедлением.

В таком случае для данной жидкости, когда V=0, на термодебитограмме будет наблюдаться максимум показаний. При других значениях V показания канала СТД будут меньше максимального значения. Таким образом, согласно новой методике измерение каналом СТД надо проводить так, чтобы: 1) направление движения прибора и потока жидкости совпадали между собой; 2) при регистрации надо получить колоколообразную зависимость показаний от скорости протяжки прибора. Скорость прибора, при которой будет зарегистрирован максимум на кривой, будет равна скорости потока закачиваемой жидкости в скважине.

Рассмотрим случай, когда начальная скорость прибора значительно меньше скорости потока жидкости в скважине. Так как скорость потока относительно прибора по абсолютной величине большая, то показания термодебитомера будут маленькие. При ускоренном движении (прибор «догоняет» поток жидкости) разница скорости между прибором и потоком жидкости уменьшается, а показания термодебитомера увеличиваются.

Увеличение показаний будет продолжаться до тех пор, пока скорость прибора не сравняется со скоростью потока жидкости.

При дальнейшей регистрации термодебитограммы с тем же ускорением уже прибор будет «обгонять» поток жидкости. Опять появится скорость прибора относительно потока жидкости, отличная от нуля, а показания прибора будут уменьшаться при увеличении скорости прибора.

Такое поведение термодебитограммы можно видеть на рис.10. Здесь по оси ординат отложены показания термодебитомера - Т, по оси абсцисс скорость протяжки прибора – Vпр, Vпот – скорость потока жидкости.

Начальная скорость движения прибора меньше скорости потока, т.е. Vпр min Vпот. Прибор движется с положительным ускорением. На начальном участке скорость прибора в скважине увеличивается, а относительно потока уменьшается. В соответствии с этим показания СТД увеличиваются.

Увеличение показаний СТД будет продолжаться до тех пор, пока скорость прибора не будет равна скорости потока жидкости.

При дальнейшем движении прибора с положительным ускорением уже прибор будет обгонять поток, опять появится относительная скорость V, отличная от нуля, а показания СТД начнут уменьшаться. Такая форма кривой называется колоколообразной.

Аналогичное поведение термодебитограммы можно получить не только при движении прибора с положительным, но и при движении прибора с отрицательным ускорением, когда скорость прибора уменьшается с течением времени, прибор движется с замедлением. В этом случае надо начинать регистрацию термодебиграммы со скоростью больше, чем скорость потока жидкости в скважине.

Рис.10. Зависимость показаний термодебитомера в потоке жидкости от скорости регистрации.

Отмеченные особенности поведения термодебитограммы иллюстрируются на рис.10. Если регистрация проводится с положительным ускорением, то процесс сопровождается перемещением вдоль кривой слева направо. В этом случае начальная скорость прибора меньше скорости потока жидкости. Если регистрация проводится с отрицательным ускорением, то процесс сопровождается перемещением вдоль кривой справа налево. В этом случае начальная скорость прибора больше скорости потока жидкости.

Скорость прибора, при которой отмечается максимум на колоколообразной кривой, была бы действительно равна скорости потока жидкости в скважине, если бы постоянные времени канала СТД и канала скорости протяжки прибора были бы равны между собой. В действительности постоянная времени канала скорости значительно меньше постоянной времени канала СТД. Поэтому скорость потока жидкости, определённая по измерению каналом СТД с ускорением, будет завышена, а при измерении каналом СТД с замедлением – занижена.

На рис.11 приведены кривые СТД, полученные при ускоренном – кр.2 и замедленном – кр.3 движении прибора в скважине, когда направление движения прибора и потока жидкости совпадают между собой. Кривую 2 начали регистрировать с самой маленькой начальной скоростью с положительным ускорением. Так как показания термодебитомера увеличиваются при увеличении скорости протяжки, то это указывает на то, что скорость прибора относительно потока жидкости уменьшается. В некоторый момент времени прибор «догонит» поток, т. е. скорость потока и скорость прибора будут равны между собой. В этом случае регистрируемая температура датчика термодебитомера должна быть максимальная при данных условиях. При дальнейшем увеличении скорости протяжки показания прибора будут уменьшаться.

Кривую 3 начали регистрировать с «большой» скоростью протяжки прибора с отрицательным ускорением. Так как показания термодебитомера увеличиваются при уменьшении скорости регистрации, то это указывает на то, что относительная скорость между потоком и прибором уменьшается.

Когда скорость прибора и потока жидкости сравняются, то показания СТД будут максимальными. При дальнейшем уменьшении скорости протяжки показания прибора будут уменьшаться.

Как видно из рис.11, максимальное показание канала СТД отмечается при ускоренном движении прибора при скорости Vпр=Vпот+, а при замедленном – при скорости Vпр=Vпот-. Если ускорения при этих движениях по абсолютной величине равны между собой, то скорость потока жидкости в скважине будет равна Vпот=( Vпот++ Vпот-)/2. Этому случаю соответствует кр.1, когда постоянная времени канала СТД и постоянная канала скорости равны между собой.

Рис.11. Зависимость показаний термодебитомера от ускорения прибора.

У современных приборов и регистрирующих систем постоянная времени канала термодебитомера составляет единицы секунд, в то время как у канала скорости регистрации она практически равна нулю. Следовательно, по замерам термодебитомером с переменной скоростью скорость потока жидкости в скважине будет определена с какой-то погрешностью, и эта погрешность будет тем больше, чем больше абсолютная величина ускорения и чем больше величина разницы постоянной времени в канале скорости и в канале термодебитомера.

Для того чтобы уменьшить погрешность определения скорости потока жидкости можно использовать различные способы проведения измерений термодебитомером. Вначале определяют постоянную времени канала СТД, а затем в программу регистрации скорости вводят задержку на время t=стд, где стд – постоянная времени канала СТД. В этом случае регистрация канала скорости и канала термодебитомера будут проводиться синхронно. Тогда скорость прибора, соответствующая максимальному значению термодебитомера, будет равна скорости потока жидкости в скважине.

Другой способ уменьшения погрешности определения скорости потока жидкости в нагнетательной скважине заключается в проведении серии измерений каналом термодебитомера при спуске прибора с постоянными различными скоростями. Этот способ рассмотрим ниже в 3.1.2.

На рис.12. приведены результаты измерений при спуске автономным комплексным прибором каналом термодебитомера, проведённые через НКТ в эксплуатационной колонне (D к = 146мм) в нагнетательной скважине. НКТ спущены до 979.0 м, забой отмечается на глубине 1015.2 м. Перфорированы интервалы: 997.6 – 999.6 м; 1003.0 – 1011.0 м.

Между воронкой НКТ и интервалами перфорации отмечаются на термодебитограмме две колоколообразные аномалии на глубинах: 987.4 м;

993.0 м. Скорость протяжки прибора на этих глубинах составляет: 1212 м/час и 1520 м/час соответственно. Различие этих скоростей объясняется тем, что постоянная времени канала термодебитомера больше постоянной времени канала скорости протяжки прибора. Первая аномалия получена при измерении термодебитограммы с отрицательным ускорением, поэтому определённая скорость потока меньше истинной скорости, а вторая – при положительном ускорении движения прибора, поэтому определённая скорость потока больше истинной скорости. Средняя арифметическая величина найденных скоростей будет иметь меньшую погрешность в сравнении с исходными величинами скоростей. Исходя из изложенного скорость потока жидкости в скважине составляет Vпот = (1212 + 1520)/2 м/час = 1366 м/час. Соответствующая этой скорости потока приёмистость скважины равна Q = 448 м3/сут.

Для определения погрешности скорости потока жидкости в данной скважине приведём сопоставление результатов измерений термодебитомером с переменной скоростью протяжки прибора с результатами серии измерений термодебитомером с различными постоянными скоростями протяжки прибора. По данным серии измерений термодебитомером с различными постоянными скоростями протяжки прибора скорость потока жидкости над интервалами Интегрированная система обработки данных ГИС «ПРАЙМ». ООО НПФ «ГеоТЭК». 450000, г. Уфа, ул. Ленина, 13. Тел. (347) 2-911-206. Факс 2-911-207. http://prime.geotec.ru

–  –  –

Рис. 3.2. Определение скорости потока жидкости в скв 906 Озёрной площади по измерению СТД с переменной скоростью. V=(1310+1366)/2 м/час=1338 м/час.

перфорации составляет Vпот = 1310 м/час (см. п.3.4., рис. 3.18). Считая измеренные величины скорости потока Vпот = 1366 м/час и Vпот = 1310 м/час как два независимых, найдём скорость потока закачиваемой жидкости в скважине V = 1338 ± 28 м/час. Погрешность измеренной скорости потока составляет в единицах скорости = ± 28 м/час или в процентах = ± 2%.

Для сравнения приведём скорости потока жидкости в рассматриваемом интервале глубин, определённые по результатам серии измерений с различными постоянными скоростями механическим расходомером (см. рис.

3.3.). Как видно из рисунка скорость потока жидкости по измерениям каналом Рис. 3.3. Результаты измерений каналом РГД в нагнетательной скв. 906 Озёрной площади.

РГД составляет Vпот = 1630 м/час. Погрешность скорости потока, измеренные по данным термодебитометрии и механическим расходомером в рассматриваемой скважине составляет ±22 %. Это расхождение незначительно превышает предел допустимой погрешности определения скорости потока по данным механическим расходомером [74].

3.1.2 Измерения с различными постоянными скоростями протяжки прибора

Для того, чтобы уменьшить погрешность определения скорости потока жидкости в скважине предлагается проводить измерение термодебитомером как с переменной, так и серию измерений с различными постоянными скоростями [65, 91, 92]. По результатам измерений с переменной скоростью определяют приближенно скорость потока жидкости в скважине. Зная приблизительно скорость потока, проводят серию измерений термодебитомером с постоянными, но различными скоростями по направлению, совпадающим с направлением потока жидкости. В этой серии должны быть не менее 3-4 измерений со скоростью меньшей, чем скорость потока жидкости, одно измерение со скоростью потока, а также 1-2 измерения с большей, чем скорость потока жидкости.

Как следует из предыдущего параграфа, для определения скорости потока жидкости в скважине необходимо получить колоколообразную зависимость [91] показаний термодебитомера от скорости протяжки прибора.

Эту зависимость можно получить не только при регистрации термодебитограммы с переменной скоростью протяжки, но и при регистрации термодебитограмм с различными, но постоянными скоростями [65, 92]. Технология проведения измерений термодебитомером в этом случае будет следующая.

Проводят измерение термодебитомером вдоль ствола скважины с переменной скоростью по направлению, совпадающим с направлением потока жидкости. Если на начальном участке кривой показания термодебитомера увеличиваются, то измерение проводят с положительным ускорением, иначе – с отрицательным. По этому измерению определяют приблизительно скорость потока жидкости в скважине. Эта скорость будет завышена, если измерение проведено с положительным ускорением. Если измерение проведено с отрицательным ускорением, то найденная таким образом скорость потока будет занижена. Затем проводят серию измерений термодебитомером вдоль ствола скважины с различными, но постоянными скоростями. Направление движения прибора должно совпадать с направлением потока жидкости в скважине. Скорости в каждой серия замеров, состоящей не менее чем из трёх измерений, должны быть как больше, так и меньше найденной скорости потока жидкости, определённой по измерению термодебитомером с переменной скоростью (замедлением и ускорением). По результатам этих измерений строят колоколообразную зависимость показаний термодебитомера как функцию скорости протяжки прибора. Скорость прибора, при которой отмечается максимум на термодебитограмме, будет равна скорости потока жидкости в скважине.

На рис.12. приведён график зависимости показаний термодебитомера от скорости протяжки прибора. Этот график построен по результатам шести измерений термодебитомером с постоянными скоростями. Измерения термодебитомером проведены в направлении, совпадающем с направлением потока жидкости в скважине. Так как измерения термодебитомером проведены с постоянными скоростями, то на такие измерения не оказывает влияние различных значений постоянной времени в канале термодебитомера и в канале скорости регистрации. При таком способе скорость потока жидкости будет равна скорости прибора, которой соответствует максимальное показание термодебитомера.

Как видно из рис.12.а), и левая ветвь – участок кривой АВ, и правая ветвь – участок кривой СD колоколообразной зависимости построены по трём измерениям термодебитомером. Совершенно очевидно, что минимум по трём точкам можно построить одну ветвь колоколообразной кривой. Однако на практике могут встретиться случаи, когда на одной ветви множество точек, а на другой – две, одна или даже ни одной точки. В таком случае невозможно построить колоколообразную зависимость. Но учитывая особенности поведения этой зависимости, а именно, её симметричное Рис.12. Примеры определения скорости потока жидкости в скважине по измерениям термодебитомером вдоль ствола с постоянными скоростями.

поведение относительно линии Vпр. = Vпот., то можно определить скорость потока и в таких случаях. Рассмотрим ниже, как можно определить скорость потока жидкости в таких случаях.

Пусть в нагнетательной скважине в процессе закачки провели при спуске прибора серию измерений термодебитомером в одном и том же интервале глубин с постоянными, но различными скоростями. После нанесения результатов этих измерений на координатную сетку ТVпр.

оказалось, что через все точки, за исключением одной из них, можно провести одну ветвь колоколообразной зависимости. Следовательно, на другой ветви находится только одна точка (рис.12.б). Но по одной, или даже по двум точкам, нельзя построить ветвь колоколообразной зависимости, не прибегая к специальным процедурам.

Для определения скорости потока жидкости в этом случае поступают следующим образом. После того как построили одну ветвь колоколообразной зависимости, через оставшуюся точку «а» проводят прямую линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения с этой ветвью в точке «б» (см. рис.12.б). Через середину отрезка «аб» проводят перпендикулярную линию. Эта линия пересекает ось абсцисс в точке Vпот, равной скорости потока жидкости в скважине.

На рис.12.в приведён пример определения скорости потока закачиваемой воды в нагнетательную скважину по измерениям термодебитомером, когда по результатам шести измерений построили левую ветвь колоколообразной зависимости, а одна точка расположена на правой ветви. Скорость потока определяют в данном случае так же, как было описано в предыдущем примере.

Различные ситуации, а именно то, что на рис.12.б большинство точек оказалось на правой ветви, а на рис.12.в – на левой ветви обусловлено со следующим. В первом случае измерение термодебитомером проводили с переменной скорости при положительном ускорении, начиная с маленькой начальной скоростью. Поэтому скорость потока жидкости, определённая по этому измерению, оказалась завышенной. Соответственно с этим, также оказались завышенными и значения постоянных скоростей регистрации термодебитограмм. Во втором случае измерение термодебитомером проводили с переменной скоростью при отрицательном ускорении, начиная с большой начальной скорости. Поэтому скорость потока жидкости, определённая по этому измерению, оказалась заниженной. Соответственно с этим, также оказались заниженными и значения постоянных скоростей регистрации термодебитограмм.

Может встретиться также следующая ситуация. Построили по многим точкам одну ветвь колоколообразной зависимости, а остались неохваченными две точки. В этом случае надо рассматривать каждую из этих точек как самостоятельные точки. Далее находим, как было описано выше, скорости потока жидкости Vпот1 и Vпот2 с участием каждой из этих двух точек по отдельности. Средняя арифметическая найденных скоростей даст, повидимому, более точное значение скорости потока жидкости в скважине.

По различным причинам может случиться так, что не удалось провести шесть и более замеров термодебитомером. Оказывается, что и в этом случае можно определить скорость потока жидкости в скважине. Рассмотрим ниже способы определения скорости потока жидкости по двум, трём и четырём замерам термодебитомером, проведённым с различными постоянными скоростями, когда невозможно построить ветвь колоколообразной зависимости. Направление движения прибора и потока жидкости в скважине должны совпадать.

Прежде всего отметим, что колоколообразная зависимость показаний термодебитомера от скорости протяжки симметрична относительно прямой линии, описываемой уравнением Vпр=Vпот, т. е. расстояние от этой прямой до левой и правой ветвей этой зависимости будет одно и то же. Далее, построим равнобедренный треугольник такой, что вершина треугольника совпадает с вершиной колоколообразной зависимости, а вершины основания находятся на одной и на другой ветвях колоколообразной зависимости. Следовательно, основание треугольника параллельно оси абсцисс. Высота, опущенная из вершины равнобедренного треугольника на основание, является осью симметрии этого треугольника. Эта высота является частью прямой, описываемой уравнением Vпр=Vпот.

Таким образом, для того чтобы определить скорость потока жидкости в скважине, процедура обработки и построения по результатам измерений термодебитомером должна заключаться в следующем. На масштабно координатную сетку наносят результаты измерений (ТVпр) термодебитомером (Тi, Vi). Далее надо определить, какие точки аI c координатами (Тi, Vi) принадлежат одной ветви колоколообразной зависимости. Эта процедура заключается в следующем. Точки принадлежат одной ветви, если показания термодебитомера монотонно увеличиваются (уменьшаются) при увеличении (уменьшении) скорости протяжки прибора.

Рассмотрим самый простой случай, когда проведено всего два измерения термодебитомером при спуске его в нагнетательную скважину и показания у них равны между собой. Этот случай приведён на рис.13.а).

Показания термодебитомера при замерах 1 и 2 равны между собой.

Следовательно, прямая линия, проходящая через точки «1» и «2», параллельна оси абсцисс. Это означает, что, если соединить прямыми линиями точки «1» и «А1», а также точки «2» и «А1», то получится равнобедренный треугольник «1»«А1»«2», с основанием «1»«2».

Перпендикуляр, опущенный из вершины «А1» треугольника «1»«А1»«2» на основание «1»«2», совпадёт с прямой линией, описываемой уравнением Vпр=Vпот. Итак, точка пересечения перпендикулярной линии, проходящей через середину отрезка прямой линии «1»«2» с осью абсцисс, укажет на скорость потока жидкости в скважине.

Если проведено два измерения термодебитомером, а показания их отличаются друг от друга, то в этом случае определить скорость потока жидкости по этим измерениям невозможно, но возможно дать оценку её величины. Например, пусть из двух измерений термодебитомером на первом измерении показания прибора и скорость регистрации меньше, чем на втором измерении. В этом случае скорость потока больше скорости протяжки прибора при первом измерении.

На рис.13.б) приведён пример определения скорости потока жидкости

–  –  –

Рис.13. Определение скорости потока жидкости в скважине по двум или трём измерениям термодебитомером с постоянными скоростями.

по трём измерениям термодебитомером в нагнетательной скважине. По выше описанной процедуре на масштабно координатную сетку (ТVпр) нанесли результаты трёх измерений, проведённых термодебитомером – это точки:

«1», «2», «3». Установили, что точки «1» и «2» находятся на левой ветви колоколообразной зависимости, а точка «3» – на правой. Далее соединяем прямой линией точки «1» и «2». Проводим из точки «3» прямую линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения с прямой линией «1» «2» в точке «В2». Находим середину отрезка «В2» «3», через которую проводим перпендикулярную линию до пересечения с осью абсцисс в точке «Vпот»-.

Полученное значение скорости потока жидкости будет заниженным. Это произошло вследствие того, что мы заменили ветвь колоколообразной зависимости «1» «С» «2» прямой линией «1» «В2» «2». Величина ошибки составляет V = Vпот - Vпот- = О1 – О2 = «В2» «С»/2.

При определении скорости потока жидкости в скважине по трём измерениям термодебитомером найденная скорость будет занижена, если два из этих измерений будут находиться на правой ветви колоколообразной зависимости, и наоборот, - будет завышена, если два из этих измерений будут находиться на левой ветви колоколообразной зависимости.

3.2 Определение «экстремальных» скоростей потока жидкости в скважине

Под «экстремальными» будем понимать такие скорости потока жидкости в нагнетательной скважине, которые меньше или больше скорости, которую может обеспечить движение прибора геофизический подъёмник.

Такие скорости потока жидкости в скважине невозможно определить по результатам измерений термодебитомером с переменной скоростью, так как нельзя зарегистрировать колоколообразную зависимость показаний термодебитомера от скорости протяжки прибора. Поэтому разработаны другие способы проведения измерений термодебитомером для определения «малых» или «больших» скоростей потока жидкости в скважинах.

Рассмотрим ниже эти методики проведения измерений термодебитомером в скважине.

На некоторых месторождениях как «новых», так и «старых» закачка воды в нагнетательные скважины проводится через штуцер. Скорость потока закачиваемой воды здесь составляет 100 м/час и менее. Определить скорость потока жидкости в этих скважинах по измерениям РГД не представляется возможным из-за большого порога страгивания прибора. Также невозможно определить скорость потока закачиваемой жидкости по измерениям термодебитомером с переменной скоростью, так как геофизические подъёмники не могут обеспечить скорость протяжки прибора менее 100 м/час. Однако с точки зрения разработки представляет практический интерес определить величину приёмистости через нарушение герметичности обсадной колонны в таких скважинах. Ниже приводиться технология исследований термокондуктивным дебитомером для определения «малых»

скоростей потока жидкости в нагнетательной скважине.

Выше было показано, что для определения скорости потока жидкости в скважине необходимо провести измерение термодебитомером по направлению, совпадающим с направлением потока, с переменной скорость так, чтобы скорость протяжки прибора была как меньше, так и больше скорости потока жидкости. Однако существующие геофизические лебёдки имеют ограничения по скорости протяжки. Минимальная скорость протяжки у механических лебёдок составляет 100-120 м/час, у электрических – 40 м/час и более. Для определения «малых» скоростей потока жидкости необходимо провести замер термодебитомером с переменной скоростью на 20-30 м/час меньше, чем скорость потока. Реальная величина скорости потока, которую можно определить по измерениям СТД с переменной скоростью, составляет 130-150 м/час и более при использовании механических лебёдок, 70 м/час – при использовании электрических лебёдок.

На рис.14.б) приведён пример определения «малой» скорости потока жидкости по измерениям термодебитомером. Для этого проводят серию из трёх и более измерений термодебитомером с маленькими различными, но постоянными скоростями. Направление движения прибора должно совпадать с направлением потока жидкости в скважине. Кроме того, проводят замер термодебитомером в кратковременно остановленной скважине на точке в интервале исследований. На масштабно - координатную сетку (ТVпр) наносят результаты измерений термодебитомером. По результатам измерений, проведённых с постоянными скоростями, строят правую ветвь колоколообразной зависимости Т = f(vпр). Эту кривую аппроксимируют до пересечения с прямой линией Т = Тmax = Тост, где Тост – показание термодебитомера, зарегистрированное на точке в остановленной скважине.

Скорость, соответствующая точке пересечения этих зависимостей, равна скорости потока жидкости в скважине.

Доказательством того, что мы действительно определили скорость потока жидкости в скважине, являются следующие моменты. Первое, прямая линия, описываемая уравнением - Т = Тост, соответствует максимальным показаниям термодебитомера. Второе, правая ветвь, построенная по результатам измерений термодебитомером с постоянными, но различными скоростями, и далее - достроенная в результате аппроксимации до пересечения с прямой линией, описываемая уравнением - Т = Тост, является полной правой ветвью колоколообразной зависимости. Следовательно, скорость прибора, соответствующая точке пересечения правой ветви с прямой линией, описываемая уравнением - Т = Тост, является действительно скоростью потока жидкости в скважине.

На рис.14.а) приведён пример определения «большой» скорости потока жидкости в скважине. Такой случай может встретиться, например, при определении скорости потока жидкости, закачиваемой в нагнетательную скважину через НКТ. Технология измерений заключается в следующем.

а) б) Рис. 14. Определение «Экстремальных» скоростей потока жидкости в нагнетательной скважине по измерениям термодебитомером.

Проводят серию из трёх и более измерений термодебитомером с постоянными «большими» скоростями. Направление движения прибора должно совпадать с направлением потока жидкости в скважине. Кроме того, проводят измерение термодебитомером в остановленной скважине на точке в интервале глубин, в котором необходимо определить скорость потока жидкости. Наносят результаты измерений на масштабно - координатную сетку (ТVпр). Строят левую ветвь колоколообразной зависимости показаний термодебитомера от скорости протяжки прибора, а также прямую линию, описываемую уравнением Т=Vост, где Vост – показания термодебитомера, измеренное на точке в остановленной скважине. Далее аппроксимируют левую ветвь колоколообразной зависимости до пересечения с прямой линией Т=Vост в точке А1. Скорость прибора, соответствующая точке А1, будет равна скорости потока жидкости в скважине.

3.3 Выводы по главе

1. На основании физических основ термодебитометрии разработана новая технология проведения измерений каналом термодебитомера в скважинах для определения скорости потока жидкости в нагнетательной скважине. В отличие от известных, в новом способе измерение каналом термодебитомера проводится в направлении, совпадающим с направлением потока жидкости в скважине. Для определения скорости потока жидкости измерения термодебитомером проводят либо с переменной, либо с различными постоянными скоростями.

2. При проведении измерений с переменной скоростью протяжки необходимо следовать следующему принципу. Если показания канала СТД увеличиваются при измерении с положительным или отрицательным ускорениями, то измерение продолжают до получения колоколообразной зависимости показаний канала СТД от скорости протяжки прибора. Если показания канала СТД уменьшаются при измерении с положительным или отрицательным ускорением, то необходимо прекратить эту запись.

Измерение продолжают, изменив ускорение на противоположный, т. е. надо заменить положительное ускорение на отрицательное, а если начальное ускорение было отрицательным, то его надо поменять на положительное ускорение. Измерение проводят до получения колоколообразной зависимости показаний канала СТД от скорости протяжки прибора.

Колоколообразную кривую надо получить как минимум два раза – при измерении с положительным, а также отрицательным ускорением. Находят две скорости потока жидкости в скважине, которые соответствуют максимальным показаниям канала СТД при измерении с положительным и отрицательным ускорением. Скорость потока жидкости будет равна средней арифметической найденных двух скоростей протяжки прибора, которым соответствуют максимальные показания СТД при ускоренном и замедленном движении прибора.

3. Для определения скорости потока жидкости в скважине разработана также другая технология. Она заключается в проведении серии измерений каналом СТД с постоянными различными скоростями, а также измерения с переменной скоростью. По результатам измерения с переменной скоростью определяют приближенно скорость потока жидкости в скважине. После этого проводят по три-четыре измерения термодебитомером как с большей, так и меньшей скоростью протяжки прибора относительно скорости потока жидкости, которую определили при измерении каналом СТД при переменной скорости протяжки прибора. По этим измерениям строят колоколообразную кривую и определяют скорость потока жидкости в скважине.

4. Разработана методика определения экстремальной скорости потока жидкости в скважине, т. е. такой скорости потока, которая больше или меньше допустимой скорости протяжки прибора из-за ограничения скорости вращения барабана геофизической лебёдки.

ГЛАВА 4. Практическое применение теоретических разработок при определении технического состояния обсадной колонны и НКТ в нагнетательных скважинах

4.1 Определение технического состояния нагнетательных скважин по измерениям термометром 4.1.1 Определение характера нарушения герметичности НКТ в нагнетательных скважинах по измерениям термометром Для определения места нарушения герметичности НКТ будем использовать методику временной фильтрации температурных аномалий [100-102] (МВФТА). В этих работах не предъявлялись какие-либо требования к выбору масштаба температуры. Это было бы справедливо при автоматизированной обработке и интерпретации результатов измерений температуры в скважине. При «ручной» или визуальной интерпретации термограмм результат заключения будет определяться «видимой»

конфигурацией кривой, а следовательно и выбором масштаба температуры.

Как показывает практика, вертикальный градиент температуры при закачке может быть очень маленький. Поэтому масштаб температуры при использовании данной методики должен быть достаточно маленький, порядка нескольких десятых или даже сотых долей градуса Цельсия на один сантиметр диаграммной бумаги.

При исследовании нагнетательных скважин будем подразделять нарушения герметичности НКТ на «большие» и «маленькие». Как следует из МВФТА «большие» нарушения герметичности отмечаются изменением градиента температуры, зарегистрированные при квазистационарном режиме закачке воды через НКТ, а «маленькие» – не отмечаются. При закачке воды в течение длительного времени «большое» нарушение герметичности НКТ может сыграть роль гидроперфоратора. В результате получится сквозное отверстие в обсадной колонне, нарушив тем самым герметичность нагнетательной скважины. «Маленькие» нарушения герметичности в теле трубы НКТ в дальнейшем перерастают в «большие». При нарушении герметичности муфтового соединения НКТ уход закачиваемой воды здесь незначительный. Однако при длительной закачке вода промоет резьбовое соединение муфты настолько, что это приведёт к «полёту» НКТ на забой скважины. Из этого следует, что необходимо обращать серьёзное внимание на решение задачи по определению герметичности НКТ в нагнетательных скважинах.

На рис.4.1 приведены результаты исследований в нагнетательной скважине 6821/724 Фёдоровского месторождения. Здесь приведены термограммы: кр.1 (фоновая) зарегистрирована при спуске прибора в простаивающей длительное время скважине, кр.2 – при подъёме прибора в кратковременно остановленной скважине.

Фоновая термограмма (кр.1), зарегистрированная в простаивающей длительное время скважине, не может быть использована для определения места нарушения герметичности обсадной колонны или НКТ. Такие измерения надо использовать при изучении экологического состояния месторождения, а также при площадном мониторинге температурных аномалий, в результате которого выявляются (однозначно) нагнетательные скважины с нарушенным техническим состоянием обсадной колонны2.

Для определения технического состояния НКТ и/или обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, используется термограмма, зарегистрированная в кратковременно остановленной скважине – кр.2. Эта кривая зарегистрирована в такое время, когда тепловые аномалии, сформировавшиеся при движении закачиваемой воды через нарушение герметичности НКТ или обсадной колонны в процессе закачки, ещё не успели расформироваться в скважине. Кроме того, положительным Проведённый анализ площадного мониторинга на Кушкульской площади показал сто процентную эффективность такой методики выявления скважин с нарушенной герметичности колонны.

моментом для решения рассматриваемой задачи является то, что при регистрации кр.2 режим течения воды в скважине был ламинарным, а не турбулентным.

Рис.4.1. Результаты исследований в скв. №6821/724. Условные обозначения:

Как видно из рисунка, на кр.2 отмечаются аномалии температуры на глубине: 303 и 987м. Для выяснения причины аномалии на глубине 987м провели дополнительные исследования (детализацию). При детализации решается вопрос: связана ли эта аномалия с нарушением герметичности НКТ или обсадной колонны или связана с нарушением температуры пород.

Детализацию аномалии температуры, отмеченной на глубине 303м, не проводили, так как дистанционный прибор на кабеле с такой глубины может выбросить из скважины в процессе закачки воды.

На рис.4.2 приведены результаты измерений термометром в скважине 6821/724, проведённые при детализации аномалии температуры на глубине 987м с использованием МВФТА. Здесь приведены термограммы в масштабе n = 2оС/см. Условные обозначения: кр.1 – зарегистрирована по стволу в кратковременно остановленной скважине, кр.2 – зарегистрирована при спуске прибора в простаивающей в течение длительного времени скважине, кр.3 и 4 – зарегистрированы при подъёме и спуске прибора при квазистационарном режиме закачки воды в скважину через НКТ, кр.5 и 6 – зарегистрированы при подъёме прибора сразу и через 8 минут после прекращения закачки воды в скважину соответственно.

Как видно из рисунка, распределение температуры при закачке, зарегистрированное непосредственно перед остановкой скважины, монотонное, близкое к прямолинейной зависимости температуры при изменении глубины. На фоне этого распределения температуры начинается восстановление температуры в системе скважина-пласт.

Кр.5 зарегистрирована сразу после прекращения закачки воды в скважину. На этом распределении не отмечается аномальное изменение температуры. Эта кривая зарегистрирована в течение 4 минут после остановки скважины. Поэтому на это распределение не оказывает влияние межтрубное пространство, а оказывает влияние только НКТ. Так как на кр.5 нет аномалий температуры, поведение кривой монотонное, то, следовательно, нет нарушения герметичности НКТ.

На кр.6 отмечается аномальное изменение температуры вблизи глубины 987м. Эта кривая, также как и кр.5, зарегистрирована в течение 4 Рис.4.2. Результаты детальных исследований в скважине 6821/724.

минут. На это измерение оказывает влияние НКТ и межтрубное пространство. Влияние цемента и пород не оказывает влияние. Их влияние начнётся через 15-18 минут после прекращения закачки воды в скважину.

Следовательно, отсутствие аномалии температуры на кр.5 указывает на герметичность НКТ, а аномалия температуры на кр.6 указывает на нарушение герметичности обсадной колонны.

Это заключение было бы правильным, если бы не произошла трансформация термограмм. Вследствие того, что масштаб кривой по температуре был выбран очень большой (n = 2 оС/см), то кр.5, на которой есть аномалия, трансформировалась визуально в прямую линию.

На рис.4.3 приведены результаты детализации аномалии температуры на глубине 987 м в скважине 6821/724. Здесь приведены термограммы в более чувствительном масштабе n=0,3 оС/см: кр.1 – фоновый замер, кр.2 – замер по стволу в кратковременно остановленной скважине, кр.3 и 4 – замеры при подъёме и спуске прибора в процессе закачки воды в скважину через НКТ соответственно, кр.5 и 6 – замеры при подъёме прибора, зарегистрированные сразу и через 8 минут после прекращения закачки воды в скважину, соответственно. Как видно из рис.3, на кр.5 отмечается аномалия на глубине 987 м. Это означает, что на глубине 987 м однозначно нарушена герметичность НКТ.

Следует отметить, что на термограммах 3 и 4, зарегистрированных при закачке воды в скважину через НКТ, нет аномалии температуры, кривые монотонные. Это означает, что уход закачиваемой воды через НКТ незначительный. В данном случае отмечается утечка закачиваемой воды через муфтовое соединение на глубине 987 м.

На нарушение герметичности НКТ обратил внимание и бурильщик из бригады КРС, который отметил при подъёме из скважины НКТ, что на этой глубине муфта НКТ была промыта и открутилась очень легко от трубы с помощью ключа «Халила» без использования дополнительных удлинителей.

На рис.4.4 и 4.5 приведены результаты исследований термометром в нагнетательной скважине 4356 Фёдоровского месторождения через НКТ с большим нарушением герметичности. На рис.4.4 приведены термограммы, зарегистрированные вдоль всего ствола: кр.1 – фоновая, зарегистрированна при спуске прибора в простаивающей длительное время скважине, кр.2 – зарегистрирована при подъёме прибора через 50 минут после прекращения

Рис.4.3. Результаты детальных исследований в скважине 6821/724

закачки воды в скважину. На кр.2 отмечаются аномалии температуры на глубинах: 1265 м и 1517 м. Для определения причины этих аномалий проведена детализация. Результаты исследований термометром при детализации приведены на рис.5. Здесь обозначено: кр.1 –термограмма, зарегистрированная при спуске прибора в простаивающей длительное время скважине, кр.2 – термограмма, зарегистрированная при подъёме прибора в кратковременно остановленной скважине, кр.3-4 и 7-8 зарегистрированы при закачке воды в скважину, кр.3 и 7 – зарегистрированы при подъёме, а кр.4 Рис.4.4. Результаты измерений термометром в нагнетательной скважине 4356/415. Условные обозначения:

Рис.4.5. Детализация аномалий температуры в скв.4356/415.

и 8 – при спуске прибора, кр.5 и 9 – зарегистрированы при подъёме прибора сразу после остановки скважины, кр.6 и 10 – зарегистрированы при подъёме прибора через 8 минут после остановки скважины.

Из рис.4.5 видно, что на всех кривых отмечается аномальное изменение как при закачке, так и после прекращения закачки воды в скважину на глубинах: 1517м и 1265м. Причём, в интервале аномалий изменение градиента температуры на этих кривых очень большое. Такое поведение термограмм однозначно указывает на большое нарушение герметичности НКТ, через которое проходит закачиваемая вода с приёмистостью в несколько десятков м3/сут. Судить о герметичности обсадной колонны в интервале отмеченных аномалий нельзя ввиду того, что ближняя зона – НКТ оказывает подавляющее влияние на распределение температуры в НКТ по сравнению с дальней зоной – межтрубное пространство.

4.1.2 Использование радиального градиента температуры для определения герметичности колонны и НКТ в нагнетательных скважинах В последние годы для определения места нарушения герметичности НКТ и обсадной колонны многие геофизические предприятия исследования в нагнетательных скважинах проводят автономной аппаратурой, спускаемой через НКТ на скребковой проволоке при герметичном устье [7]. В этом случае прибор не выкидывает из скважины и при давлении закачки Рзак=150 атм. При этих измерениях могут встретиться три случая: 1) место нарушения герметичности может отметиться: пикообразной положительной аномалией, если градиент температуры по радиусу в потоке закачиваемой воды Гr0; 2) пикообразной отрицательной аномалией, если Гr0; 3) аномалии не будет, если в интервале нарушения герметичности НКТ радиальный градиент температуры Гr=0. В последнем случае место нарушения герметичности НКТ или обсадной колонны не определится. Для однозначного решения рассматриваемой задачи измерение термометром надо провести по следующей технологии. Проводится первое измерение термометром вдоль ствола через 3-5 минут после прекращения закачки воды в скважину при полностью открытой задвижке на водоводе. Далее с помощью задвижки на водоводе уменьшить приёмистость скважины более чем наполовину. При этом режиме закачки скважина должна поработать около 30 минут. Затем проводится второе измерение термометром вдоль всего ствола через 3-5 минут после прекращения закачки воды в скважину.

Нарушение герметичности НКТ или обсадной колонны отметится на термограмме пикообразной аномалией охлаждения.

На рис.4.6 приведён пример определения места нарушения герметичности НКТ по измерениям термометром в кратковременно остановленной нагнетательной скважине при герметичном устье. Здесь приведены термограммы, зарегистрированные в остановленной скважине, через: 5мин. - кр.2, 15мин. - кр.3 и 50мин. - кр.4, а также термограмма и расходограмма, зарегистрированные при закачке, кр.1 и кр.5 соответственно. Как видно из рисунка, на кр.2-4 отмечается положительная пикообразная аномалии в НКТ на глубине 2503,2м., а на кр.1 – нет.

Объясняется такое поведение кривых следующим. При закачке, вследствие большой скорости потока, вода «уходит» через место нарушения герметичности НКТ только из пристеночной её области, которая не оказывает влияние на регистрируемую температуру. Поэтому нет аномалии температуры на кр.1. После остановки скважины движение воды вниз в скважине не прекращается, но скорость потока становится очень маленькой.

В этом случае вода успевает «уходит» к месту нарушения герметичности и из приосевой части НКТ. Поэтому выше и ниже места нарушения герметичности термометр регистрирует температуру потока воды на расстоянии, равном расстоянию от стенки НКТ до датчика термометра3, а в месте нарушения герметичности прибор регистрирует температуру приосевой части потока. Так как в данном примере температура закачиваемой воды на оси потока больше, чем на стенке, то место нарушения герметичности НКТ отмечается на термограмме пикообразной аномалией разогрева.

Геофизический прибор в скважине всегда «лежит» на стенке колонны (НКТ).

Рис.4.6. Определение места нарушения герметичности обсадной колонны и

НКТ в нагнетательной скважине. Условные обозначения:

Следует отметить, что пикообразной аномалией разогрева отмечаются нарушения герметичности обсадной колонны на глубинах: 2521.8 м и 2538.0 м.

Нарушение герметичности НКТ на глубине 2503,2м также отмечается пикообразной аномалией на расходограмме (см. кр.5). Однако нарушение герметичности обсадной колонны на глубинах: 2521,8м и 2538,0м не отмечается аномальным изменением на расходограмме. Это связано с ограничением механической расходометрии - большим порогом страгивания чувствительного элемента – турбинки прибора.

Герметичность НКТ, как и техническое состояние обсадной колонны в нагнетательной скважине, можно определять и по измерениям термометром при ограниченной закачке. В этом случае не останавливается полностью движение закачиваемой воды в скважине и в водоводе. Это позволяет проводить исследование в скважине при более низких отрицательных температурах воздуха в холодное время года. Ниже рассмотрим пример определения места нарушения герметичности НКТ по измерениям термометром при ограниченной закачке воды в нагнетательную скважину (см. Рис.4.7). Здесь представлены результаты измерений термометром автономным комплексным прибором. Кр.2 и 5 зарегистрированы при закачке при полностью открытой задвижке на водоводе. Кр.1, 3, 4, 6-8 зарегистрированы при ограниченной закачке воды в скважину при ламинарном режиме потока. Кр.1 – обзорное измерение проведено через 20 минут после перевода с режима максимальной на ограниченную закачку воды в скважину. Кр.3, 6 и 8 начали регистрировать сразу, кр.4 и 7 - через 8 минут после перевода скважины с режима максимальной на ограниченную закачку воды от водовода через НКТ. Приведём интерпретацию результатов исследований.

Как видно из рисунка, на кр.1, 3 и 4 отмечается пикообразная аномалия разогрева на глубине 942м. Причём, как видно из рисунка, амплитуда аномалии связана со временем, которое прошло до начала измерения кривой, считая от момента изменения режима закачки воды в скважину с максимальной на ограниченную. Чем больше это время, тем больше амплитуда аномалия температуры за счёт того, что вода приходит к датчику температуры из области, приближающейся к оси потока. В рассматриваемом случае температура на оси потока больше, чем на стенке. Это указывает на то, что глубина инверсии находится ниже рассматриваемой глубины.

Отсутствие аномалии температуры на глубине 942м на кр.2 объясняется, как и в предыдущем случае, тем, что вследствие большой скорости потока вода «уходит» к месту нарушения герметичности только из пристеночной области НКТ и не оказывает влияние на регистрируемую температуру.

Отсутствие аномалии температуры на кр.6 и 8 свидетельствует о том, что НКТ герметичны в интервале глубин: 395-595м и 190-375м.

Рис.4.7. Определение места нарушения герметичности колонны и НКТ по измерениям термометром при ограниченной закачке.

Во многих нефтедобывающих объединениях перед геофизическими исследованиями закачку воды в нагнетательную скважину прекращают для снижения давления в ней до гидростатического. Как всегда, геофизические партии проводят измерение температуры вдоль всего ствола при таком состоянии скважины. Такое измерение может быть использовано только для оценки экологического состояния верхних горизонтов на разрабатываемом нефтяном месторождении, но не может быть использовано с целью определения технического состояния скважины. На рис.4.8 приведён пример определения герметичности НКТ с предварительной остановкой закачки перед проведением геофизических исследований в нагнетательной скважине.

На рисунке представлены: в первой колонке – глубины; во второй – диаграмма локатора муфт; в третьей – термограммы; в четвёртой – кривая механического расходомера. Условия проведения измерений термометром;

кр.1 – фоновая, зарегистрированная в простаивающей более суток скважине;

кр.2 –после окончания регистрации термограмм в кратковременно остановленной скважине в интервале детальных исследований; кр.3 - через 8 минут после прекращения закачки воды в скважину; кр.4 и 5 – при квазистационарном режиме закачки; кр.6 и 7 – сразу и через 8 минут после прекращения закачки воды в скважину. Кр.1 и 5 зарегистрированы при спуске, остальные кривые – при подъёме прибора. Исследования проведены дистанционной аппаратурой, спускаемой в скважину на геофизическом кабеле без грузов по методике временной фильтрации температурных аномалий.

Как видно из рисунка, на кр.3, 6 и 7 отмечается пикообразная аномалия охлаждения на глубине 2123м. Эти кривые зарегистрированы в кратковременно остановленной после прекращения закачки воды скважине при герметичном устье. Так как давление в скважине при таком режиме больше чем в разрабатываемом пласте, то вода в скважине движется вниз в разрабатываемые пласты. Скорость потока воды в этом случае небольшая. В интервале нарушения герметичности НКТ вода движется с приосевой части в радиальном направлении через датчик термометра к месту нарушения НКТ.

Потому в месте нарушения герметичности НКТ будет зарегистрирована пикообразная аномалия охлаждения, если температура на оси потока меньше, чем на стенке, или будет зарегистрирована пикообразная аномалия разогрева, если температура на оси потока больше, чем на стенке. Из рисунка следует, что при регистрации кр.3, 6 и 7 температура на оси потока меньше, чем на стенке, а при регистрации кр.2 температура на оси потока больше, чем на стенке, В первом из этих двух случаев глубина инверсии находится выше глубины 2123м, а во втором – ниже этой глубины.

Обычно пикообразными аномалиями охлаждения или пикообразными аномалиями разогрева отмечаются места нарушения герметичности НКТ или Рис.4.8. Результаты исследований термометром и механическим расходомером при определении герметичности НКТ в нагнетательной скважине.

колонны, когда через эти нарушения «уходит» небольшое количество закачиваемой воды. Этот вывод подтверждается результатами измерений механическим расходомером.

Как видно из рис.4.8, на кр.4 и 5 отмечается аномальное изменение градиента температуры на глубине 2223 м. Такое аномальное изменение температуры, зарегистрированное при квазистационарном режиме закачки, связывают с уходом значительной части закачиваемой воды через нарушение герметичности НКТ на глубине 2223 м. Это заключение подтверждается результатом измерения механическим расходомером. По РГД в нарушение герметичности НКТ уходит 54% закачиваемой воды.

4.1.3 Определение герметичности обсадной колонны в нагнетательных скважинах выше воронки НКТ по измерениям термометром Определить герметичность обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, представляет наиболее сложную промыслово-геофизическую задачу.

Для её решения можно использовать измерения термометром, проведённые по методике временной фильтрации температурных аномалий. Этот метод однозначно решает поставленную задачу в случае, когда место нарушения герметичности колонны и НКТ не совпадают по глубине. В случае, когда место нарушения герметичности колонны и НКТ совпадают по глубине, то судить о герметичности обсадной колонны по измерениям термометром, проведённым по методике временной фильтрации температурных аномалий, не представляется возможным, так как ближняя зона – это зона НКТ оказывает подавляющее влияние по сравнению с дальней зоной – зоной обсадной колонны.

Во второй главе было показано, что вертикальный градиент температуры увеличивается равномерно при увеличении глубины в скважине в случае, когда обсадная колонна герметична выше воронки НКТ, а в случае нарушения герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ, градиент температуры при приближении к воронке НКТ уменьшается. Эти признаки положены нами в основу при определении герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

На рис.4.9 приведены три (кр.1, 2, 3) термограммы, зарегистрированные при квазистационарном режиме закачки воды через НКТ в нагнетательную скважину №1288. Воронка НКТ находится на глубине 2322,0м. Как видно из рисунка, градиент температуры на термограммах увеличивается при приближении к воронке НКТ. Это указывает на то, что обсадная колонна выше воронки НКТ герметична. Выше было показано (см. 4.1.2., рис.4.8), что в этой скважине имеется как большое нарушение герметичности НКТ на глубине 2223-2234 м, диаметр которого составляет порядка 4 см, так и маленькое нарушение – типа утечки закачиваемой воды через муфтовое соединение. Следовательно, закачка воды в больших объёмах через нарушение герметичности НКТ на глубине 2223м не привело к нарушению герметичности обсадной колонны.

Рис.4.9. распределение температуры при квазистационарном режиме закачки воды в скважину 1288. Условное обозначение В некоторых нагнетательных скважинах устанавливают вблизи башмака НКТ пакер для герметизации межтрубного пространства. Наличие пакера приводит к нарушению распределения температуры в НКТ. Для того, чтобы и в этом случае «работал» признак, указывающий на герметичность обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, надо рассматривать термограмму, зарегистрированную при квазистационарном режиме закачки выше пакера на одну трубу НКТ.

На рис.4.10 приведены две (кр.1, 2) термограммы, зарегистрированные при квазистационарном режиме закачки воды в нагнетательную скважину 6722 через НКТ. Воронка НКТ находится на глубине 2169,6м, пакер установлен в интервале 2147,4-2149,6м. Распределение температуры в НКТ при квазистационарном режиме закачки воды в нагнетательную скважину надо рассматривать снизу вверх, начиная не с воронки НКТ, а, начиная с глубины 2138м. На этой глубине находится муфта трубы НКТ, нижний конец которой прикручен к пакеру, Как видно из рисунка, градиент температуры на обеих термограммах увеличивается при приближении к муфте, расположенной на глубине 2138м.

Выпуклость на этих термограммах направлена в сторону, противоположную от геотермического распределения температуры. Это указывает на то, что обсадная колонна выше воронки НКТ герметична.

Так как в межтрубном пространстве отсутствует движение закачиваемой воды в процессе закачки воды в скважину, то из этого следует, что как пакер, так и обсадная колонна выше воронки НКТ герметичны.

На рис.4.11 приведены результаты измерений термометром в НКТ при квазистационарном режиме закачки воды в скважину (кр.1, 2, 3). Как видно из рисунка, на всех термограммах, зарегистрированных при закачке воды в скважину, отмечается уменьшение градиента температуры при увеличении глубины в скважине и приближении к воронке НКТ. Такое поведение Рис.4.10. Распределение температуры в НКТ в процессе закачки воды в нагнетательную скважину 6722. Условное обозначение термограмм свидетельствует о движении закачиваемой воды по межтрубному пространству вверх от воронки НКТ к месту нарушения герметичности обсадной колонны. Выпуклость на кривых направлена в сторону геотермического распределения температуры.

Выше было показано (см. п.4.1.1., рис.4.5), что по результатам детализации аномалий температуры на глубинах 1517м и 1265м в этой скважине нарушена герметичность НКТ. Причём на глубине 1517м нарушение большое, а на глубине 1265м – меньше. Поэтому было дано предположение о нарушении герметичности обсадной колонны на глубине 1517м и, по–видимому, на глубине 1265м. После подъёма труб НКТ, по результатам исследований в колонне оказалось, что на глубинах:1517м и 1265м нарушена герметичность обсадной колонны. Кроме того, были выявлены нарушения герметичности обсадной колонны и выше отмеченных глубин. На этих глубинах дополнительные исследований невозможно было провести, так как прибор с таких глубин «выбрасывает» из скважины в процессе закачки воды.

Рис.4.11. Скважина 4356. Термограммы при закачке. Условное обозначение

На рис.4.12 приведены результаты измерений термометром в нагнетательной скважине 3413, проведённые при квазистационарном режиме закачки воды в НКТ (кр.1, 2, 3). Воронка НКТ спущена на глубину 2071,2м.

Как видно из рисунка, на всех термограммах, зарегистрированных при закачке воды в скважину, отмечается уменьшение градиента температуры при увеличении глубины в скважине и приближении к воронке НКТ.

Такое поведение термограмм свидетельствует о движении закачиваемой воды по межтрубному пространству вверх от воронки НКТ к месту

Рис.4.12. Скважина 3413. Термограммы при закачке.

нарушения герметичности обсадной колонны. Выпуклость на кривых направлена в сторону геотермического распределения температуры.

В этой скважине нарушение герметичности обсадной колонны находится вблизи люлинворских глин на глубине 496м. Поэтому эта скважина может спровоцировать подвижку этих глин, а это очень опасно.



Pages:   || 2 |
Похожие работы:

«Научно-технический рецензируемый журнал Выпуск № 3 (3), 2014 г. СОДЕРЖАНИЕ Первая Всероссийская научно-техническая конференция ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР: "Расплетинские чтения" П.А. Созинов, д-р техн. наук, профессор Секция "Радиолокационные и радионавигационные системы" ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА: Подсекция "Общие вопросы радиолокации и рад...»

«. к но.Е. Минюк Д.. а ня С И ЕЛЬ Е МА Е ИАЛ ЕДЕ ИЕ. ЛА А ЫЙ АК ИК М 2 ча я Ча ь 1 ком н о ано ч но-м о ич ким о ъ ин ни м ы ши ч ны за ний лики ла ь о о азо анию о ла и ои ль аиа и к ы кач ч но-м о ич ко о о о ия ля н о ч ж н...»

«Система передачи извещений Атлас-20 УСТРОЙСТВО ОКОНЕЧНОЕ ОБЪЕКТОВОЕ ПРИМА-3А Руководство по эксплуатации СПНК.425513.023 РЭ УОО Прима-3А (Атлас-20) 2 СПНК.425513.023 РЭ Содержание 1 Назначение 2 Технические данные 3 Технические данные УОО в доп...»

«Министерство образования и науки Украины Севастопольский национальный технический университет Факультет морских технологий и судоходства Кафедра судовождения и безопасности Судоходства МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к выполнению курсовой работы по дисциплине "Обеспечение навигационной...»

«Ф Е Д Е Р А Л Ь Н О Е АГ ЕНТСТ ВО ПО Т Е Х Н И Ч Е С К О М У Р ЕГУЛИР ОВА НИЮ И МЕТ РОЛОГИИ СВИДЕТЕЛЬСТВО об утверждении типа средств измерений R U.C.2 7.0 0 7.A № 43130 Срок действия до 01 октября 2014 г.Н А И М Е Н О В А Н И Е Т И П А С Р Е Д С Т В И ЗМ Е Р...»

«УДК 528.44 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОГО КАДАСТРОВОГО УЧЕТА ОБЪЕКТОВ НЕДВИЖИМОСТИ Алексей Энгелевич Труханов Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, канди...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Московский государственный институт электронной техники (техническ...»

«Мансуров Тагир Валериевич ИСТОРИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СОЗДАНИЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ИХ ИНФРАСТРУКТУРЫ В БАШКИРСКОМ РЕГИОНЕ Специальность 07.00.10 – "История науки и техники" АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа 2004 Работа выполнена в Государственном...»

«Международные Молодежные робототехнические соревнования Eurobot Департамент образования города Москвы российский этап роботы ищут сокровища Москва, 2012 год Дорогие друзья! EUROBOT это увлекательные робототехнические соревнования молодеж...»

«Буряков Михаил Леонидович Алгебраические, комбинаторные и криптографические свойства параметров аффинных ограничений булевых функций Специальность 05.13.19 методы и системы защиты информации, информационная безопасность Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата фи...»

«НУРЕЕВ Р.М.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ИСТОРИЯ Раздел 3. РЫНОЧНАЯ ЭКОНОМИКА Часть 5 ЗРЕЛАЯ РЫНОЧНАЯ ЭКОНОМИКА 1. Вторая промышленная революция 2. Qwerty-эффекты 3 Концентрация производства 3. и капитала 4. Признаки империализма 5А 5. Антитрестовское законодательство ПЕРИОДЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ИХ ОС...»

«МОСКОВСКИЙ АВТОМОБИЛЬНО-ДОРОЖНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ (МАДИ) К.П. МАНДРОВСКИЙ РАСЧЕТ СТЕРЖНЕВЫХ КОНСТРУКЦИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОМПЬЮТЕРНЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ МЕТОД...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" Институт природных ресурсов Специальность: 130304 "Геология нефти и газа"...»

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Инженерно-экономический институт Кафедра экономики и менеджмента недвижимости и технологий Озеров Е.С., Пупенцова С.В. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ УПРАВЛЕНИЯ ОБЪЕКТОМ НЕДВИЖИМОЙ СОБСТВЕННОСТИ Методические указания по подготовке и оформлению ку...»

«Министерство образования и науки Украины Донбасская государственная машиностроительная академия (ДГМА) ОХРАНА ТРУДА И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ Методические указания к выполнению раздела в дипломных проектах для студентов специальностей ТМ, МС, ИП всех форм обучения Утвержден...»

«СТАРОДУБЦЕВ Вячеслав Алексеевич ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ КОМПЛЕКСОВ МУЛЬТИМЕДИЙНЫХ ДИДАКТИЧЕСКИХ СРЕДСТВ В ПЕДАГОГИЧЕСКОМ ПРОЦЕССЕ ВУЗА 13.00.08 – теория и методика профессионального образования Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора педагогических наук Барнаул – 2004 Работа выполнена в Томском политех...»

«Научный ежегодник Института философии и права Уральского отделения Российской академии наук 2016. Том 16. Вып. 4, с. 91–105 http://yearbook.uran.ru ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ОРГАНИЗАЦИИ ПАРЛАМЕНТСКОГО КОНТРОЛЯ И ВОПРОСЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ Е...»

«УДК 62-621.1 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ ГАЗА НА ГРС И ГРП В КАЧЕСТВЕ ИСТОЧНИКА ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ Меженина А.С. Нижегородский государственный архитектурно-строительный университет (603000, Нижний Новгород, ул. Ильинская 65), e-mail: aleksa-many@mail.ru В настоящее время в...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Санкт-Петербургский государственный архитектурно-строительный университет Архитектурный факультет Кафедра начертательной геометрии и инженерной графики РЕЗЬБОВЫЕ СОЕДИНЕНИЯ Методичес...»

«1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное бюджетное учреждение "САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЛЕСНОГО ХОЗЯЙСТВА" Федеральное государственное бюджетное образовательное...»

«со М1ЖГАЛУЗЕВИЙ НАУКОВО-ТЕХН1ЧНИЙ ЦЕНТР •УКРИТТЯ ЫАТЮЫА1. АСАРЕМУ ОР 5С1Е1МСЕ5 ОР 1ЖНА1ЫЕ 1МТЕКО15С1РИЫАЙУ :;с!ЕМТ1Р1с А ^ ТЕСНЫКАЬ СЕШВЕ •УКРИТТЯ' 5НЕИЕР Препринт 04-1 Б. И. Огородников, Н. И. Павлюченко, Э. М. Пазухин РАДИОАКТИВНЫЕ АЭРОЗОЛИ ОБЪЕКТА "УКРЫТИЕ" (ОБЗОР). ЧАСТЬ 2.2. КОНЦЕНТРАЦИИ РАДИОАКТИВНЫХ АЭРОЗОЛЕЙ НА...»

«ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ УСТРОЙСТВОМ ПЕРЕДАЧИ АВАРИЙНЫХ СИГНАЛОВ КОМАНД ШЭ-200-АКА ШЭ-500-АК Руководство по эксплуатации шкафов с МИР УСК.200.000.00 РЭ на 25 листах (Октябрь 2015) Екатеринбург ООО "УРАЛЭ...»

«ШКАФ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАТОРНЫМ АГРЕГАТОМ ШУ-ЭГА-3п-22ДЕ Техническое описание и инструкция по эксплуатации ААРЛ.421453.004ТО СОДЕРЖАНИЕ 1 В В Е Д Е Н И Е 2 Н А З Н А Ч Е Н И Е 3 Т Е Х Н И Ч Е С К И Е Д А Н Н Ы Е 4 С О С Т А В К О М...»

«Котлы промышленного назначения от профессионалов Фирма BBS GmbH была образована в результате реорганизации фирмы BAY Wrmetechnik GmbH и её слияния с фирмой Bay Engineering und Consulting в 2004 году. Компания включила в себя техническую базу для производства индустриальных котлов и know how в области...»

«Вестник СГТУ. 2013 №2 (71). Выпуск 2 УДК 378.16 В.М. Власов, И.В. Конин ОПЫТ МАДИ ПО ПОДГОТОВКЕ СПЕЦИАЛИСТОВ АВТОМОБИЛЬНОГО ТРАНСПОРТА В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕЛЕМАТИЧЕСКИХ СИСТЕМ И ИТС Материал статьи посвящен вопросам подготовки специалист...»








 
2017 www.lib.knigi-x.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные матриалы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.