Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ СКОРОСТИ И РАСХОДА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к области исследования вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, в частности к способам определения поинтервального и суммарного расхода жидкости (вода + нефть) в скважинах с несколькими работающими интервалами притока и может быть использовано при геофизическом сопровождении разработки нефтяных месторождений, определении профиля притока в условиях многопластовых систем и контроле технического состояния скважины.

Известен способ определения скорости потока жидкости в скважине, включающий движение скважинного прибора вдоль ствола остановленной скважины с различными постоянными скоростями, регистрацию показаний скважинного прибора и скорости его движения, на основании которых строится градуировочная характеристика скважинного прибора, где скорость потока жидкости определяется с учетом градуировочной характеристики и зарегистрированной в работающей скважине расходограммы. В качестве скважинного прибора используется механический расходомер с турбинкой (Абрукин А.Л. Потокометрия скважин. М., «Недра», 1978, с. 180-184).

Недостатком данного способа являются:

- необходимость в остановке работы скважины, что в целом усложняет технологический процесс;

- необходимость в обязательной градуировке расходомера, что также усложняет технологический процесс;

- погрешность в определении скорости потока из-за изменения скорости вращения турбинки расходомера вследствие механического загрязнения датчика расхода;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на скорость вращения турбинки расходомера гравитационного расслоения потока жидкости при проведении работ в горизонтальных и наклонных скважинах;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на скорость вращения турбинки расходомера угла наклона скважины при проведении работ в наклонных скважинах.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения скорости потока жидкости в скважине с малыми расходами, включающий серию измерений скважинным прибором при его движении вдоль ствола скважины по направлению потока с различными постоянными скоростями, затем проведение измерения в точке в остановленной скважине и построение на основании этих измерений аппроксимирующего графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения в работающей скважине до пересечения с графиком зависимости показания скважинного прибора в остановленной скважине, где по точке пересечения этих зависимостей определяют скорость потока жидкости в скважине. В качестве скважинного прибора используется термодебитомер (RU 2441153, Е21В 47/10, G01P 5/10). Недостатком данного способа являются:

- необходимость в остановке работы скважины, что в целом усложняет технологический процесс;

- погрешность в определении скорости потока из-за инерционности теплообмена между датчиком термодебитомера и жидкостью;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния состава скважинной жидкости на условия теплообмена между датчиком термодебитомера и жидкостью;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на показания датчика термодебитомера гравитационного расслоения потока жидкости при проведении работ в горизонтальных и наклонных скважинах;

- погрешность в определении скорости потока, связанная с экстраполяцией графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, состоит в упрощении технологического процесса исследования скважин, повышении диапазона расходов и расширении номенклатуры исследуемых промысловых скважин, имеющих несколько интервалов притока/поглощения жидкости.

Данная задача достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения поинтервальной скорости и расхода жидкости в скважине, включающем серию измерений скважинным прибором при его движении вдоль ствола скважины с различными постоянными скоростями в диапазоне от минимально возможной до максимально возможной для данного геофизического подъемника, построение на основании этих измерений графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения, создают искусственное гидродинамическое сопротивление потоку посредством пакера скважинного прибора, обеспечивающего частичное перекрытие внутреннего сечения ствола скважины, замеряют величину перепада давления на пакере с помощью датчиков давления скважинного прибора, причем измерение перепада давления на пакере осуществляют как при движении скважинного прибора по направлению потока, так и против потока, с учетом функциональной зависимости перепада давления на пакере от скорости движения прибора ΔP=f_i(Vпр) определяют локальную скорость потока жидкости между интервалами притока/поглощения при условии, когда ΔP=f_i(Vпр)=0, где ΔP - перепад давления на пакере прибора, Vпр - скорость движения прибора, i=1...n - участок исследуемого интервала притока/поглощения жидкости.

Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение эксплуатационных затрат, расширение рабочего диапазона по расходу и повышение точности определения поинтервального распределения скорости потока, поинтервального и суммарного расхода жидкости. Изобретение поясняется рисунками, где:

- на фиг. 1 представлена общая схема способа определения скорости потока жидкости, где 1 - скважинный прибор, 2 - пакер прибора, 3 - скважина, Vпот - скорость потока жидкости, Vпр - скорость движения прибора;

- на фиг. 2 представлена в графическом виде схема проведения измерений в стволе скважины, имеющей рабочие интервалы притока;

- на фиг. 3 представлен в графическом виде алгоритм расчета скорости потока.

Способ определения скорости потока скважинной жидкости (вода + нефть) осуществляется следующим образом. Скважинный прибор 1 с помощью геофизического подъемника известными способами доставляют в исследуемую область скважины 3, имеющую работающие интервалы H₁ - Н₂, Н₂ - Н₃ и Н₃ - Н₄ с притоками/поглощениями Q₂, Q₃ и Q₄, раскрывают пакер 2 прибора, искусственно создавая тем самым гидродинамическое сопротивление потоку жидкости. Пакер 2 при этом частично, а не полностью перекрывает внутреннее сечение ствола скважины 3 и не препятствует движению прибора вдоль ствола скважины. Сужение проточной части ствола скважины 3 пакером 2 инициирует появление перепада давления ΔP на пакере, которое измеряется с помощью датчиков давления, размещенных в корпусе скважинного прибора 1 (на фиг. 1 датчики давления не показаны).

Далее с помощью геофизического подъемника осуществляют движение (протяжку) скважинного прибора 1 вдоль ствола скважины по направлению потока с некоторой постоянной скоростью+V₁ (знак плюс указывает на движение по направлению потока), захватывая при этом работающие интервалы H₁ - Н₂, Н₂ - Н₃ и Н₃ - Н₄ с притоками/поглощениями Q₂, Q₃ и Q₄ и одновременно измеряя и регистрируя перепад давления ΔP на пакере. После завершения прохода рабочих интервалов притока/поглощения осуществляют реверс в протяжке скважинного прибора. Теперь уже движение прибора происходит против направления потока с той же постоянной скоростью - V₁ (знак минус указывает на движение против направления потока), захватывая при этом те же работающие интервалы H₁ - Н₂, Н₂ - Н₃ и Н₃ - Н₄ с притоками/поглощениями Q₂, Q₃ и Q₄ и одновременно измеряя и регистрируя перепад давления ΔP на пакере.

После завершения цикла измерения и регистрации перепада давления ΔP на пакере при движении прибора с постоянной скоростью V₁ по направлению потока и против потока осуществляют протяжку прибора с другими постоянными скоростями V₂, V₃, V₄, и V₅. Практика показывает, что достаточно выбрать не более пяти значений скоростей движения скважинного прибора V_пр в диапазоне от минимально возможной до максимально возможной при использовании данного геофизического подъемника.

На фиг. 2 представлена в графическом виде схема проведения измерений при движении прибора с различными постоянными скоростями V₁, V₂, V₃, V₄ и V₅ по направлению потока и против потока (для краткости против потока представлены только скорости V₁, V₂, где по оси ординат отложены показания скважинного прибора (перепад давления ΔP на пакере), а по оси абсцисс протяженность H исследуемой области скважины с указанием рабочих интервалов H₁ - Н₂, Н₂ - Н₃ и Н₃ - Н₄ с притоками/поглощениями Q₂, Q₃ и Q₄.

На основании данных измерений строят график зависимости показаний скважинного прибора (перепад давления ΔP на пакере) от скорости движения прибора ΔP=f(V_пр) между работающими интервалами на глубинах H₁, Н₂, Н₃, Н₄, а скорость потока жидкости определяют из полученной зависимости, при которой перепад давления на пакере равен нулю (см. фиг. 3). Равенство нулю перепада давления ΔP на пакере будет означать, что скорость движения прибора V_пр совпадает со скоростью потока V_пот (V_пр=V_пот). В свою очередь скорость движения скважинного прибора контролируется и измеряется известными способами и устройствами наземной геофизической станции.

Поинтервальный и суммарный расход жидкости рассчитывается с учетом внутреннего диаметра ствола скважины и измеренной скорости прибора из выражения где S - внутреннее сечение ствола скважины, - скорость движения прибора при перепаде давления на пакере равном нулю.

Предложенный способ определения скорости потока жидкости позволяет существенно снизить эксплуатационные затраты на проведение исследования скважин, поскольку исключает из технологического процесса такие присущие известным способам операции, как остановка скважины, градуировка скважинного прибора и использование для градуировки прибора гидродинамической модели скважины. Кроме этого, предложенный способ позволяет повысить точность определения скорости потока, поскольку, во-первых, используемый принцип, основанный на измерении перепада давления на месте искусственно созданного гидродинамического сопротивления лишен недостатков, присущих известным способам, использующих механические расходомеры с турбинкой и термодебитомеры.