Способ определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине

 

Использование: изобретение относится к геофизическим исследованиям эксплуатационных скважин, а именно к способам количественной оценки поынтервальных фазовых расходов в условиях газожидкостной продукции. Сущность изобретения: способ включает измерение по стволу скважины барограммы в чувствительном масштабе, выделение зон с устойчивой пробковой структурой газожидкостного потока между интервалами поступления флюида из пластов в ствол скважины. После этого в указанных зонах регистрируют флуктуации параметра давления на фиксированных точках и определяют по амплитудному и частотному спектрам зарегистрированных сигналов размер газовых пробок и частоту их встречаемости, по которым судят об изменениях с глубиной фазовых расходов и о распределении фаз по глубине. Способ позволяет повысить достоверность определения как суммарных, так и поынтервальных фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационных нефтегазовых скважинах. 3 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям эксплуатационных скважин и может быть использовано для выявления интервалов притока газожидкостной продукции и количественной оценки поинтервальных фазовых расходов на стадии контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен способ определения фазовых расходов в эксплуатационной скважине по сопоставлению результатов измерений в скважине методами расходометрии, термометрии, диэлькометрической влагометрии (Моисеев В.Н. М. Недра, 1990).

Недостаток способа состоит в том, что в условиях работы скважины в пульсирующем режиме, когда газожидкостная продукция неравномерно движется по стволу в виде чередующихся пробок газа и включений жидкости, в потоке будет иметь место проскальзывание одной фазы относительно другой. Это приводит к тому, что объемная концентрация каждого компонента потока в стволе скважины не соответствует соотношению компонентов в притекающем к скважине флюиду, в результате чего показания глубинных измерительных датчиков не будут соответствовать реальным параметрам расходов фазовых компонент. Уменьшить же разность фазовых скоростей потока путем применения пакерующих устройств в газовых и газонефтяных скважинах нельзя из-за опасности поршневого выталкивания прибора и соответствующих требований по технике безопасности при проведении ГИС.

Известен также способ определения фазовых расходов газонефтяной смеси в эксплуатационной скважине, включающий измерение турбулентных флуктуаций давления газожидкостного потока, выделение низкочастотных и высокочастотных составляющих этого сигнала, определение среднеквадратичных значений, их интегрирование в течение определенного времени и определение фазовых расходов путем совместной обработки результатов преобразований турбулентных флуктуаций давления и данных измерений датчиком диэлькометрического влагомера (патент РФ N 1831565, кл. E 21 B 47/10).

Недостатком известного способа является его ограниченность исключительно информативностью о суммарных фазовых расходах, фиксируемых на устье скважины. Способ расчитан на определение расходных параметров только в условиях работы скважины с дисперсной структурой газожидкостного потока, когда расходные и истинные фазовые содержания одинаковы. Для выполнения замеров в данном способе необходимо использование стационарной установки, включающей монтаж в трубопроводе сужающего устройства (диафрагмы).

Все указанные ограничения делают неприемлемым использование указанного способа для измерений на забое скважин с целью поинтервального определения фазовых расходов. Условия реальной работы газовых обводняющих или газонефтяных скважин на забое, как правило, таковы, что структура потока продукции в них далека от дисперсной. Это означает, что величины расходных и истинных фазовых содержаний не адекватны друг другу.

Задача изобретения повышение достоверности определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, в том числе не только суммарных, в интервале выше продуктивной толщи, но и поинтервальных между эксплуатируемыми совместно эксплуатационными объектами.

Задача достигается тем, что в способе определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, измеряют временные флуктуации давления по стволу скважины, а согласно изобретению, между пластами, работающими в пульсирующем режиме с пробковой структурой газожидкостного потока, регистрируют барограмму, выделяют интервалы с близкими параметрами нелинейности барограммы, затем в фиксированных точках выбранных интервалов регистрируют флуктуации параметра давления в промежутке времени не менее 3 мин, а по амплитудному и частотному спектрам зарегистрированных сигналов определяют размер газовых пробок и частоту наличия пробок одинакового размера, по которым судят об изменении фазовых расходов и распределении фаз по глубине.

Предложеное решение базируются на следующих технических и физических предпосылках.

Движение газожидкостной смеси в скважине в установившемся режиме сопровождается небольшими периодическими изменениями параметров потока во времени (флуктуациями). Одними из наиболее ярко выраженных и уверенно фиксируемых являются флуктуации давления. Флуктуации носят случайный характер. Тем не менее, регистрируя их параметры во времени и проводя статистическую обработку данных можно получить информацию об интегральных параметрах потока (истинных и расходных содержаниях фаз, дебитах жидкости и газа).

В ряде случаев для наблюдения флуктуаций можно обойтись стандартными измерительными средствами скважинными манометрами. Это касается так называемой пробковой (снарядной) структуры режима работы скважины, когда большая часть газовой фазы в стволе собрана в пределах ограниченных объемов (пробок), движущихся в газожидкостной эмульсии. Размеры пробок весьма ощутимы от нескольких метров до первых десятков метров. Поэтому их прохождение сопровождается низкочастотными пульсациями давления с амплитудой порядка нескольких сотых долей атмосферы, уверенно фиксируемых серийной геофизической аппаратурой.

При скоростях движения смеси, близких к критическим для работы газожидкостного подъемника, (значения параметра фруда Frcм 0,5 5), низкочастотные пульсации давления определяются в основном параметрами газосодержания и площади потока. Сопоставление результатов стендовых и скважинных испытаний и анализ теоретических расчетов указывает на существование для этого случая статистической связи между результатами измерения аномалий давления, обусловленных прохождением пробок (амплитудами флуктуаций Ai и их периодами ti или протяженностью по глубине Hi с фазовыми расходными характеристиками потока флюида в стволе скважины, в первую очередь с истинным газосодержанием г и характеризующим скорость движения потока параметром Фруда Fr.

Суммарное газосодержание потока это сумма газосодержаний всех пробок г и вмещающей газожидкостной эмульсии Fгвм г = г + гвм (1) Величина первого слагаемого равно как и параметра Фруда определяется статистическими связями вида где H, P длина интервала обработки и перепад давления на его границах.

Величина второго слагаемого функционально связана со средним градиентом давления вне пробок.

Функции и табулированы и апроксимированы аналитическими зависимостями, которые положены в основу обработки результатов ГИС на ЭВМ.

Способ осуществляется следующим образом.

1. В стволе работающей газожидкостной продукцией скважине регистрируют барограмму, соблюдая следующие условия: а) В процессе регистрации барограммы устьевое давление должно быть стабильным, отбор газожидкостной продукции ведут по НКТ.

б) Запись кривой давления производят на спуске и начинают на 100-200 м выше башмака НКТ.

2) Режим работы скважины газожидкостной смесью должен быть близок к пробковому или снарядно-пробковому.

3) Чувствительность записи выбирают, чтобы обеспечить четкую фиксацию на фоне среднего градиента давления флуктуаций, связанных с изменением текущего газосодержания при пробковой структуре потока (при аналоговой записи не хуже 0,001 МПа/см).

4) Датчик давления должен быть абсолютно термостабилен или скважинная аппаратура должна компенсироваться датчиком, характеризующим влияние температуры на показания давления.

5) Скорость записи поддерживают постоянной порядка 300-400 м/ч.

Зарегистрированную барограмму сопоставляют с данными других методов ГИС (термометрией, методами состава), на основании чего фиксируют работающие пласты. Если между выделенными соседними пластами не наблюдается существенных изменений в составе заполняющего ствол флюида, то в интервале между выделенными пластами обработку барограммы ведут в следующей последовательности: а) По участкам барограммы с не нарушенным пробками градиентом давления методом интерполяции восстанавливают фоновую барограмму.

б) Рассчитывают средний градиент давления в интервале обработки в) По резкому изменению градиента давления определяют границы отдельных флуктуаций.

г) У каждой выделенной флуктуации определяют протяженность по глубине Hi и амплитуду Ai.

д) по формуле (4) определяют комплексный параметр .

е) Определяют истинное газосодержание и параметр Фруда смеси с помощью зависимостей (1)-(3).

ж) По известным формулам рассчитывают фазовые расходные характеристики газожидкостного потока: Скорость потока

где D внутренний диаметр потока, м.

Дебит потока в условиях скважины
Q 67858.3 VD² [м³/сут] (7).

Cуммарное расходное газосодержание

вязкость жидкости, S отношение плотностей газа и жидкости

Дебиты фаз

На первой стадии измерений уже могут быть оценены фазовые расходы в интервалах с неизменяющимся сечением потока и подтвержден пробковый тип структуры двухфазного потока в этих интервалах.

Далее выбирают положение фиксированных точек в стволе скважины, опираясь на следующие критерии:
а) точка должна лежать в пределах зоны с близкими параметрами нелинейности барограммы (AiHi);
б) точка должна находится между исследуемыми эксплуатационными объектами (из которых возможен приток флюидов).

На каждый из зафиксированных точек в течение не менее 3-5 мин дополнительно регистрируют кривую изменения давления во времени, по которой определяют параметры низкочастотных флуктуаций давления. В качестве токовых выступают статические характеристики частоты встречаемости аномалий различной амплитуды. Исследования показали, что такими характеристиками могут стать энергетический и частотный спектры, которые получают с помощью численных процедур.

Энергетический и частотный спектры обычно представляют в виде гистограмм.

Любая значимая гармоника на кривой флуктуаций, соответствующая некоторому характерному размеру газовых включений (пробок), движущихся по стволу, должна давать локальный максимум на гистограммах как энергетического, так и частотного спектров. Значения этих максимумов и являются исходными количественными характеристиками, на основе которых по эмпирическим связям определяются расходные параметры потока.

В результате получают расчитанные значения истинного газосодержания г и параметра Фруда смеси Fr, на основании которых определяют расходы газосодержания и фазовые дебиты (по формулам 6-10).

На фиг. 1, 2, 3 представлен пример практической реализации способа.

На фиг. 1 1 барограмма, 2 фоновая барограмма, 3-6 аномалии на барограмме, связанные с прохождением газовых пробок Hi.

Ai протяженность по глубине и амплитуда одной из аномалий.

H = 40 м интервал обработки.

P = 0,15 Мпа перепад давления на границах интервала обработки.

Средний градиент давления в интервале обработки Г_cp 0.0375 MПa/м.

Размеры пробок, определенные по барограмме (см. таблицу).

Значение комплексного параметра , рассчитанного по формуле (4) - 0.00684.

Газосодержание вмещающей газожидкостной эмульсии, определенное по фоновой барограмме Fг = гвм = 0,676.

Суммарное содержание в интервалах пробок, определенное по формуле (2) - г = 0,042.

Суммарное газосодержание потока по формуле (1) 0.718.

Фиксированная точка, где в течение 4 мин регистрировались флуктуации давления, во времени выбрана в пределах зоны с близкими параметрами нелинейности барограммы на глубине 2755 м. По результатам регистрации флуктуаций были рассчитаны спектры: энергетический фиг.2 и частотный - фиг.3. Рассчитанные по ним значения газосодержания потока практически совпадает с рассчитанным по формуле 1, поскольку и в том и в другом случае измерения велись в интервале НКТ под воздействием стабильного суммарного дебита газожидкостного потока.

Значение параметра Фруда, определенное по формуле (3) Fr=8.66.

Скорость потока, рассчитанная по формуле (6) V=2.29 м/с (диаметр потока
внутренний диаметр НКТ 0.062 м).

Дебит смеси в условиях скважины, рассчитанный по формуле (7) Q 600.8 м³/сут.

Суммарное расходное газосодержание по формуле (8) г = 0,805 (в этой формуле F 1.46).

Дебиты фаз по формулам (9) и (10) -
газа 107 тыс.н. м³/сут,
жидкости 117 м³/сут.

Формула изобретения

Способ определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, включающий измерения временных флуктуаций давления по стволу скважины, отличающийся тем, что предварительно в скважине выделяют пласты, работающие в пульсирующем режиме с пробковой структурой газожидкостного потока, затем между указанными пластами регистрируют барограмму, выделяют интервалы с близкими параметрами нелинейности барограммы, затем в фиксированных точках выбранных интервалов регистрируют флуктуации параметра давления в промежутке времени не менее 3 мин, а по амплитудному и частотному спекторам зарегистрированных сигналов определяют размер газовых пробок и частоту их встречаемости, по которым судят об изменениях с глубиной фазовых расходов и распределении фаз по глубине.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4