Уточнение динамического уровня затрубной жидкости в

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
 В.П. Бормашов, 2007
УДК 622.276.5.001.5
Уточнение динамического уровня
затрубной жидкости
в механизированных скважинах
с помощью глубинной термограммы
В.П. Бормашов
(Инженерно-аналитический центр
Нефтеюганского филиала «Сиам Мастер»)
Д
Д
инамический уровень затрубной жидкости – это важный диагностический параметр эксплуатации механизированной скважины. Знание его точного положения
позволяет правильно оценить текущий режим работы механизированной скважины, возможность проведения геологотехнических мероприятий, рассчитать энергетические показатели. Однако на практике известны примеры, когда определение уровня жидкости методом эхометрирования невозможно, или отбитый уровень неправильный. В первом случае на
эхограмме нельзя выделить сигнал от уровня жидкости, когда
амплитуды отметок от муфт лифта и «естественных» реперов
в межколонном пространстве («шумы») сопоставимы с
амплитудой сигнала от уровня жидкости (рис. 1). Крайним
проявлением второго случая является отбивка уровня жидкости ниже приема насоса. Как правило, при этом наблюдаются
аномально низкие, не характерные для месторождения скорости звука.
Меры, принимаемые для устранения негативной ситуации, индивидуальные прямые замеры
скорости звука в конкретной
скважине - не всегда дают положительные результаты. В подобных ситуациях предлагается использовать термограммы, регистрируемые при спуске глубинного манометра по колонне НКТ.
На установившемся режиме
эксплуатации механизированной
скважины распределение флюидов в затрубном пространстве и
температурного поля в колонне
НКТ условно стационарно. При
движении добываемой смеси в
лифтовых трубах происходят
потери тепла в затрубное кольцевое пространство (теплопередача). Интенсивность теплопередачи зависит от многих факторов:
производительности скважины,
длительности ее работы на режиме, геометрических размеров
лифтовых труб, состава флюидов.
В общем виде разность температур двух сред (в подъемнике и Рис. 1. Пример эхограммы с большими помехами, сопоставимыми с сигналом от уровня жидкости
затрубном кольце) определяется
12
ХX’2006
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 2. Выделение границы раздела фаз по распределению градиента температуры по стволу НКТ (а) и плотности флюидов в
затрубном пространстве (б) в скв. 6193 куста 251 Приобского месторождения (дата замера 27.12.03 г.)
выражением [1]
(1)
где Q – количество теплоты, переносимое через стенку
насосных труб, Дж; А – площадь поверхности, через которую
совершается теплопередача, м 2; t – продолжительность процесса, с; αпод, αзк – коэффициент теплоотдачи соответственно на первой (флюиды подъемника – стенка лифтовых труб)
и второй (стенка лифтовых труб – флюиды заколонного
кольца) граничной поверхности , Вт/(м 2⋅К); λ – теплопроводность стенки насосно-компрессорных труб, Вт/(м⋅К).
На участке раздела фаз газ – жидкость в затрубном пространстве все параметры формулы (1) практически одинаковы, за исключением αзк. Как правило, коэффициент теплоотдачи для жидкой фазы заметно выше, чем для газовой [2], т.е.
теплопотери движущейся в подъемнике смеси при прохождении ею границы газонефтяного контакта (ГНК) в затрубном
пространстве изменяются (снижаются). Это можно отметить
на термограмме, записанной глубинным манометром по
колонне НКТ.
При определении уровня затрубной жидкости для повышения чувствительности метода предлагается использовать градиент температуры [3], получаемый из записанной термограммы
(2)
где Т2, Т1 – температура соответственно текущей и предыдущей точки замера, °С; Н2, Н1 – глубина соответственно
текущей и предыдущей точки замера, м;
Положение ГНК на графике термоградиента выделяется
резким изменением термоградиента или изменением угла
наклона линии градиента. На рис. 2 приведено сравнение
результатов определения уровня жидкости по графику термо-
градиента и данным затрубной плотнометрии в скважине
6193 Приобского месторождения. Из него видно, что замеренные значения динамического уровня практически совпали. Глубина динамического уровня отмечается скачкообразным уменьшением термоградиента с 0,0170 °С/м до 0,0070
°С/м. Приведенный пример подтверждает вывод о возможности использования термограммы для определения динамического уровня затрубной жидкости.
На примере эхограммы, снятой в скв. 8708 Приобского
месторождения (см. рис. 1), рассмотрим, как можно найти
динамический уровень жидкости по графику термоградиента, когда граница раздела фаз не определяется по эхограмме
и ее выделение вызывает затруднение при обработке результатов затрубной плотнометрии.
Исследования проводились в работающей скважине. По
колонне НКТ одновременно (в сцепке) спускались до глубины установки обратного клапана два прибора: скважинный
плотномер (ПЛ1) и автономный манометр-термометр с
наружным датчиком температуры. Соблюдение технологии
проведения исследования (постоянная и умеренная скорость
спуска для термостабилизации датчика температуры) позволило сравнить данные затрубной плотнометрии и изменение
термоградиента по стволу НКТ (рис. 3).
В заключении геофизической организации по результатам
затрубной плотнометрии к исследованию скв. 8708 отмечено:
«….по данным ГГП-Р в межтрубном пространстве, в интервале
записи 10-2251 м четкого раздела уровня не отмечается,
слабо выделяется раздел сред на глубинах 1385-1390 м, по
данным плотнометрии в межтрубье отмечается чередование
смеси различной плотности (в интервале 2140-1390 м –
нефть плотностью 0,61-0,65 г/см 3, 1390-215 м – газированная
нефть ориентировочной плотностью 0,50 г/см 3, выше глубины примерно 215 м среда более газированная)…». Из рис. 3, а
видно, что на глубине 1405 м четко выделяется раздел сред
(фаз). Данные температурных исследований скважины свиде-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ХX’2006
13
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 3. Выделение уровня раздела сред в межколонном пространстве на основе распределения градиента температуры по стволу НКТ (а) и плотности флюидов в затрубном пространстве (б) в скв. 8708 куста 2016 Приобского месторождения
тельствуют, что выше уровня 1405 м находится среда с более
высоким термическим сопротивлением, т.е. основой данной
среды является газовая составляющая (насыщенный газ), а не
жидкая фаза.
Точность нахождения динамического уровня предложенным
методом зависит от вертикального масштаба построения графика термоградиента. На основании накопленного практического опыта оптимальным при построении термограммы принимается масштаб, когда вертикальное расстояние между точками замера составляет около 20-40 м. При этом снижается
трудоемкость операции, точность определения динамического
уровня достаточно высокая (погрешность не более ±10 м).
В качестве примера приведем результаты исследований скв. 1890,
в которой, по данным затрубной плотнометрии, динамический уровень составлял 1926 м. Увеличение масштаба (уменьшение вертикального расстояния между замеренными точками) практически не повышает точности замера, а в некоторых случаях и не позволяет выделить на графике раздел сред.
Увеличение вертикального расстояния между точками замера
температуры заметно снижает точность определения уровня.
В таблице представлены результаты определения уровня жидкости при различном вертикальном масштабе (в качестве эталонного принят уровень по затрубной плотнометрии. Приведенные данные свидетельствуют о достаточной точности замера динамического уровня по результатам обработки термограммы, погрешность метода не превышает 1 %.
Выводы
1. При невозможности выполнения устьевых замеров глубину
уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах
предлагается определять с помощью глубинной термометрии.
2. Исследования выполняются по стволу НКТ без остановки
механизированной скважины и существенного нарушения
режима ее эксплуатации.
14
ХX’2006
3. Положение уровня раздела сред на зависимости термоградиента от глубины замера выделяется разрывом значений
термоградиента или изменением угла наклона кривой.
4. Разрешающая способность метода (±10 м) вполне достаточна для практических целей.
5. При записи термограммы для нахождения динамического уровня рекомендуется применять современные электронные манометры-термометры с малоинерционными датчиками температуры.
Список литературы
1. Кухлинг Х. Справочник по физике. Пер. с нем. – М.: Мир, 1982. –
491 с.
2. Гаджиев М.А. Инженерные приемы определения водо- и газонефтяных контактов в межтрубном пространстве//Нефтяное
хозяйство. - 2003. - № 9. – С. 74-76.
3. Непримеров Н.Н., Ходырева Э.Я., Елисеева Н.Н. Геотермия
областей нефтегазонакопления. – Казань: Издательство Казанского университета, 1983. – 134 с.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО