Способ обнаружения местонахождения затрубных водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин Советский патент 1993 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к определению затрубных водо- и газонефтяных контактов в процессе работы скважин..

Известно, что недостаточность информации о динамическом уровне приводит к отклонениям от режима отбора

жидкости, установленного по данным гидродинамических расчетов, искажениям расчетных значений механической нагрузки в точке подве стки труб и к другим технологическим нарушениям. Для измерения уровня нефти в скважинах существуют звукометрические мето

ды (для штанговых насосов) и методы волнометрирования (для определения динамического уровня в скважинах с избыточным давлением в затрубном про- странстве).

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

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

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

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

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

/

10

15

20

,.

25

до

сп35

40

45

55

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

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

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

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

Выявлению границ местонахождения . Столбов воды, нефти и газа в межтрубном кольцевом пространстве способствует то, что они по своим теплофизи- ческим параметрам существенно отличаются между собой. Известно, что из всех веществ газы являются наиболее плохими проводниками тепла, а неметаллические жидкости имеют незначительную теплопроводность (Л), среди

518 которых только вода имеет несколько большие знамения Л. Следовательно, , компоненты газожидкостной смеси (во- да, нефть, газ) сообразно своим теп- лопроводностям Л служат ограничителями потери тепла, уносимой добываемой смесью по лифту.

Сущность изобретения заключается в возмохности обнаружения водонефтя- ного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов в затрубном кольцевом пространстве (ЗКП) по данным распределения температуры потока добываемой смеси (ДС) по лифту. Такое техническое решение базируется на следующих предпосылках:

а) в процессе работы скважины распределение температуры в ЗКП вдоль ствола продолжает соответствовать геотермическому градиенту 0 и начиная с глубины Н 100 м протекает по закону (фиг.1, диаграмма 1)

Т(Н)

гг TH OO

+ 0(Н - 100), .

в то время как по лифту оно протекает иначе (фиг.1, диаграмма 2)

т(н)А тут - н/нк) + т

ПА H/Hk,

так как ДС вследствие своего движения по лифту Н не успевает отдавать свое пластовое тепло в окружающую среду. Как следствие этого фактора, потеря пластовой температуры Тпл ДС, зависящая от скорости потока V и глубины Н, к концу тракта (на устье Тц) оказывается не столь значительной. В результате образовывается разность температур по лифту и за лифтом по сечениям ствола скважины

ДТ(Н) Т(Н)А - Т(Н)ГГ,

б) теплопередача в системе ДС-НКТ ЗКП осуществляется радиально и не в одинаковых физических условиях: на участке ДС-НКТ - при вынужденной конвекции, поскольку ДС движется по лифту , а на участке НКТ-ЗКП- - при свободной конвекции, т.к. флюиды в ЗКП неподвижны У О,

в) в период исследования скважины порядок расположения Флюидов (воды, нефти и газа) в ЗКП, коэффициенты теплоотдачи а и. теплопроводности Л их, а также состав газожидкостной смеси остаются более или менее неизменными ,

г) полное термическое сопротивление Rfl тепловому потоку в системе

ДС-НКТ-ЗКП соответствует сопротивлению цепи последовательно соединенных конвективного термического сопротивления Кдс теплоотдачи от ДС к НКТ, кондуктивного термического сопротивления теплопроводу по НКТ и кон- дуктивного термического сопротивления R ъкп теплоотдаче от стенки НКТ к

л флюиду заполнившего ЗКП на данном участке ствола скважины. При этом RAe и RHKT п° всему стволу скважины постоянны или изменяются незначительно

S

RAC 1/7-ТГг,. аАс-1, RMKT -..1„(г4/г,)/2 ЛН1ст.1,

a изменяет свое значение в зави- симости от того, каким флюидом (во- дои, нефтью, газом) заполнено ЗКП на данном участке ствола

(ь.н.г) (б,и,г) xl.

(6.М.О ;

Очевидно, что, при всех прочих равных условиях, имеет место неравенство

RMtnb UR3knn URiKnr RAc URHKT

P S P R

Sxnr - SknH K3Kns д) в пределах критерий теорий подобия - моделированием поперечного теплового потока о исходящей от ДС

вдоль всего лифта аналогичной модели растекания тока по разветвленной параллельно-последовательной электрической цепи с тремя сопротивлениями в каждой ветви - нетрудно иллюстрировать зависимость термических сопротивлений от теплового потока, приходящегося на единицу длины q/1, и отличие его по участкам ствола скважины

5 1/13кп6 Ч/Чкг.и 1/Чкпг Под воздействием неравенства между соотношениями (q/1) участки диаграммы распределения температуры Т(НУи„ по лифту в зависимости от того, каким флюидом заполнен соответствующий участок ЗКП (водой, нефтью или газом), оказываются отклоненными от вертикали под разными углами эв

.

Логическим следствием указанных

физических процессов является возможность обнаружения местонахождений за- трубных водо- и газонеФтяиых контактов в процессе работы скважин по точкам изгиба участков термограммы Т(Н)„ по лифту.

На фиг.1 показаны распределения температур по стволу нефтефонтанной скважины V 537 НГДУ Ширваннефть . при: 1 - состоянии покоя Т(Н)ГГ, 2 и 3 - меньшем и большем установившемся отборах Т(Н)эд, на фиг.2, а - при- мер фиксирования затрубных ВНК и ГНК по углам отклонения (Фм, «г) участков диаграммы распределения температуры T(H)rt no лифту при установившемся режиме работы скважины, а на

фиг.2,6 и в - примеры (концентрического и эксцентрического) расположения колонны скважинных труб в колонне . эксплуатационных труб.

Изобретение осуществляется следую- щим образом..б состоянии покоя сква- жимы по всему лифту снимается термограмма Т(Н/ГГ , скважина запускается в работу и при установившемся отборе жидкости снимается термограмма T(H)n по всему лифту, термограмма Т(Н)ц„ подвергается предварительной обработке, на ней устраняются зазубренности; термограммы Т(Н)цн и Т (Н)ГГ сопоставляются между собой; они должны сойтись в точке, соответствующей интервалу залегания эксплуатируемого пласта, а угол отклонения ср- между ними должен быть существенным, в противном случае следует увеличить де- бит и снять новую термограмму Т(Н)П ) отыскиваются точки изгиба на профиле термограммы (фиг.2,а), по которым определяют местонахождения ВНК и ГНК в

ЗКППрименение предлагаемого способа

обеспечивает: извлечение необходимой информации измерением температуры по лифту, используемым на практике, простыми техническими средствами и без остановки или существенного усложнения режима работы скважин , ин,., . . - .

формационную надежность обнаружения затрубных водо- и газонейтяных контактов благодаря 3- -кратной разницы между конвективными термическими сопротивлениями флюидов, заполнивших

ЗКП (1Цкп& к(1м экпг )

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

Формула изобретения

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

2. Способ по п.1, о т л и ч а ю- щ и и с я тем, что, с целью повышения достоверности способа при нечеткости изгибов, на рабочей термограмме увеличивают отбор жидкости до четкого выделения точек изгиба на рабочей термограмме.

DU/JOI/U огонуяшмйройи wgody

JLJ0O8 OL 09OS Ot ПС OZ Ot

н W

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

666181

т г)