Предмет и место криминалистики. Предмет и задачи криминалистики. История отечественной криминали. Цели и задачи контроля за разработкой нефтяных месторождений
 Скачать 51.07 Kb.
|
|
температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия): - диагностика состояния насосно-подъемного оборудования; - выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами; - определение интервалов разгазирования и поступления газа. Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.020 С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.10 С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.020 С/см. Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами: - естественное тепловое поле Земли; - изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект); - эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 35 - теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами. Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определились следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией: - выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов; - выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов; - определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны. 3.1.4 Акустические методы Метод шумометрии предусматривает измерения уровня и спектра акустических шумов, возникающих в скважине при различных термодинамических процессах. Частотный диапазон этих шумов лежит в широком спектре от нескольких десятков Герц до сотен кГерц. Шумовое поле, генерируемое турбулентным газожидкостным потоком, воздействует на чувствительный элемент пьезокерамического датчика. Реакцией датчика на звуковое излучение является электрический сигнал, поступающий в электронный блок широкополосного усилителя напряжения, где происходит усиление сигнала до необходимой величины. При средней выбранной чувствительности пьезокерамических датчиков из ЦТС-19 предварительный усилитель напряжения имеет коэффициент усиления Ку ?100, чем для хорошего согласования входа усилителя с датчиком применена схема токового повторителя, выполненная на полевом транзисторе. Нормальный сигнал по напряжению подается на усилитель мощности. Необходимость усилителя мощности обусловлена тем, что питание глубинного прибора и снятие полезного информационного сигнала происходит по одножильному каротажному кабелю на поверхности. Поступивший сигнал по кабелю на поверхность подается на полосовые фильтры, которые позволяют фиксировать интенсивность шума в диапазоне частот от 1.3 до 60 кГц. Акустический шумомер является индикаторным прибором и строгой калибровке не подлежит. Замеры проводятся в точках, в интервалах с аномальной интенсивностью шумов и непрерывно со скоростью 300-600 м/ч как на спуске, так и на подъеме. Исходя из проведенных модельных работ и практических результатов по скважинам можно определить область эффективного применения шумометрии для решения следующих промысловых задач: 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 36 1. Определение герметичности труб (обсадных колонн, в том числе через НКТ, самих НКТ, для определения факта работы газлифтных клапанов и оценки утечек жидкости из НКТ в ЭЦН и ШГН скважинах). 2. Определение герметичности заколонного пространства вблизи вскрытого фильтра (ОГЗП). 3. Оценка профиля работы фильтра. 4. Оценка наличия высокорасходных заколонных перетоков вне продуктивных горизонтов. 5.1.5 Расходометрия Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода: гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин. 3.1.5.1 Гидродинамическая расходометрия Измерения расходомерами используют для решения следующих задач: - выделения интервалов притока или приемистости в действующих скважинах; - выявления перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки; - распределения общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами; - получения профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам. Каждый комплект расходомера должен быть снабжен градуировочной характеристикой, представляющей собой зависимость показаний прибора от объемного расхода жидкости (м3 /сут). Градуировка расходомера производится на воде, на специальном гидродинамическом стенде. Одновременно определяется коэффициент пакеровки прибора и его стабильность. Стабильность характеристик прибора и их соответствие градуировочному графику контролируется в промысловых условиях по результатам сопоставления суммарных дебитов (расходов) скважин, определенным по данным расходомера и в замерном устройстве на поверхности. Расхождение между ними не должно быть более 20%. При этом дебит (расход скважины), измеренный на поверхности, должен быть приведен к забойным условиям и погрешность его определения не должна превышать 10%. Если 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 37 расхождения в суммарных дебитах превышают 20%, необходима повторная градуировка расходомера на гидродинамическом стенде. Программа работ для установления распределения суммарного дебита по пластам предусматривает точечные измерения и запись непрерывной кривой. В начале проводятся точечные измерения в перемычках между исследованными пластами, а также выше и ниже интервалов перфорации. Число точек в каждом интервале исследований должно быть не менее 5, расстояние между ними 0,2 – 2 м. Расхождения между измерениями в одной точке в перфорированном участке не должны превышать 5%. Для контрольных измерений достаточно по одной точке в каждом интервале. Для определения отдающих (принимающих) интервалов перфорированного пласта записывается непрерывная диаграмма в интервалах перфорации и в 10-20 м участках ствола, прилегающих к ним. В скважинах, дающих чистую нефть или только воду, результаты измерения дебитомером являются достаточными для установления места притока жидкости в скважину и характера насыщения соответствующих интервалов в случае, когда нет затрубной циркуляции, прорыва нагнетаемых вод и целостность обсадной колонны установлена. В скважинах, дающих нефть с водой, исследования расходомерами не решают задачу по разделению на нефте- и водоотдающие интервалы, для этих целей должен применяться более расширенный комплекс геофизических методов. Эффективность использования расходометрии при исследовании скважин зависят от ее технического состояния в интервале перфорации. Расходограммы, полученные в скважинах, где продуктивный интервал был вскрыт перфораторами ПК-103, легко интерпретируются в интервалах перфорации – по ним можно построить профили отдачи или приемистости по всему отдающему или принимающему интервалу при условии целостности цементного камня за колонной. Однако на ряде нефтяных месторождений перфорация выполнена ленточными кумулятивными перфораторами, которые разрывают или деформируют колонну. При снятии профилей притока или поглощения в таких скважинах, как правило, наблюдается значительный разброс показаний расходомера и построить профиль отдачи или приемистости продуктивного интервала по этим данным нельзя. Поэтому такие скважины должны исследоваться между интервалами в перемычках, где показания расходомеров при постоянном коэффициенте пакеровки стабильны. Контроль за выработкой пласта предусматривает учет объема закачиваемой и добываемой жидкости из него, а также поинтервальное распределение отдачи и приемистости по толщине перфорированного интервала на количественном уровне. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 38 Для изучения профиля притока малодебитных скважин рекомендуются замеры термокондуктивным расходомером типа СТИ, который дает качественную картину работы интервала перфорации. Для количественных определений профиля притока рекомендуется пакерный расходомер типа РТ-36 с коэффициентом пакеровки 07-08. Требования к механическим расходомерам: - динамический диапазон (отношение максимального дебита к минимальному) для пакерных приборов – 10, для беспакерных – 50; - нижний предел изменения для пакерных приборов не более 5 м3 /сут, беспакерных – 20 м3 /сут; - коэффициент нелинейности – не более ± 3%; - погрешность в измерении скорости турбинки ± 5%; - коэффициент пакеровки не менее 0.9; - отношение полезного сигнала к уровню помех – 5. Расхождение в суммарных дебитах по расходомеру и замерам на поверхности не должно превышать ± 20%. 3.1.5.2 Термокондуктивная расходометрия Термокондуктивный расходомер представляет собой один из видов термоанемометра (термокондуктивный анемометр), работающего в режиме постоянного тока. Принцип работы таких расходомеров основан на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей температуру окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика DТ, позволяющая судить о скорости потока, определяется либо по измерениям приращения сопротивления датчика DК (прибор типа СТД), либо по измерениям приращения частоты Df, когда датчик включен в частотно-зависимую схему (прибор типа ТЭД-2, Т4). Однако наряду со скоростью потока, на показания термокондуктивных расходомеров влияют факторы (теплофизические свойства) среды, режим течения, геометрия обтекания датчика потоком и т.д., которые не могут быть учтены при интерпретации полученных результатов. Это обстоятельство не позволяет использовать данные этих расходомеров для получения количественной информации о дебитах отдельных интервалов, в случае многофазного потока. Поэтому при исследовании добывающих скважин они применяются в качестве индикаторов притока, позволяющих выделить работающие интервалы без их количественной оценки. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 39 К достоинствам термокондуктивных расходомеров следует отнести: высокую чувствительность в диапазоне низких (менее 1м3 /сут) и средних дебитов, что позволяет выделить притоки жидкости, не фиксируемые гидродинамическими расходомерами; простота конструкции, что повышает его эксплуатационные качества; возможность создания приборов малого диаметра (до 16-20 мм). Данные термокондуктивной расходометрии используются для решения следующих задач: - выделение интервалов притока или приемистости, а также выявление мест негерметичности обсадной колонны при исследовании действующих скважин; - выявление перетоков между перфорированными пластами при исследовании остановленных скважин; - установление положения искусственного забоя; - оценка типа среды, заполняющей рабочий интервал; - установление глубины спуска НКТ при приеме насоса в насосных скважинах (когда нефте-водораздел выше приема насоса); - оценка, а иногда и определение притоков из отдельных работающих интервалов на количественном уровне в случаях стабильного однофазного или однородного потока, большой толщины перемычек, разделяющих соседние работающие интервалы (более 3 метров), удаленном окончании НКТ (более 3 метров) и чистом зумпфе по качественной дебитограмме с повышенной дифференциацией. В применении термокондуктивных расходомеров имеются ограничения. Наличие близкого зумпфа существенно осложняет выявление интервалов притока, особенно при отсутствии четко выраженных и повторенных максимумов кривой, расположенных выше зумпфа. При исследовании таких скважин возможна неоднозначность в определении нижней границы работающего интервала. В непосредственной близости от забоя (точки отрыва прибора) диаграмма имеет форму, аналогичную форме, соответствующей отдающему интервалу. Такая форма диаграммы объясняется резким изменением (снижением) сопротивления датчика из-за его охлаждения, происходящего при сдвиге прибора. Поэтому это необходимо иметь ввиду, при выделении подошвы отдающих интервалов, устанавливаемой по началу роста сопротивления. После того, как прибор оторвался от забоя, подобные явления не имеют места. Поэтому в этих условиях для контроля необходимо, кроме записи “снизу - вверх”, проводить запись “сверху - вниз”. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 40 При наличии против работающего интервала нефтеводораздела или поступлении из пласта вместе с жидкостью свободного газа (скважина работает при Рзаб<Рнас) на плотномере может наблюдаться наличие “застойной” воды (среда гидрофильная), которая интенсивно выносится радиальным потоком нефти (среда становится гидрофобной). При движении прибора от первого ко второму интервалу за счет нарастания непосредственного контакта нефти или газа с датчиком СТД, происходит резкий рост измеряемого сигнала на границе вода – нефть (нефть имеет низкий коэффициент теплопроводности), вызывая тем самым переход диаграмм СТД из одной формы в другую и границы работающего (особенно верхнего) интервала однозначно выделить нельзя. Поэтому данные СТД по таким скважинам могут быть использованы только для ответа работает или не работает интервал без выделения его границ, ибо в противном случае работающая толщина интервала будет определена с большой погрешностью. Учитывая особенности и преимущества каждого из рассмотренных расходомеров можно сделать вывод о необходимости их комплексного применения, как гидродинамического, позволяющего получить количественную оценку притоков из отдельных перфорированных пластов и в целом из пласта, так и термокондуктивного, обладающего высокой чувствительностью в низких дебитах, там где существующие гидродинамические расходомеры не дают необходимой информации. В качестве основного типа дебитомера в комплексе измерений, для выявления интервалов обводнения пластов, должен использоваться расходомер с количественной оценкой дебита из отдельных пропластков и пластов в целом. Термокондуктивный расходомер должен удовлетворять следующим требованиям: - верхний предел изиерения дебита не менее 150 м3 /сут; - погрешность определения приращения температур не более ± 0.20 С; - тепловая инерция датчика – не более 10с; - скорость измерения не более 200 м/ч; - запись ведется как по точкам, так и непрерывно. 3.1.7 Радиогеохимический метод Этот метод основан на использовании радиогеохимического эффекта, возникающего при разработке нефтяных месторождений в процессе вытеснения нефти закачиваемыми водами (пресными, морскими, сбросовыми и т.д.). При нагнетании воды в залежь в передней части фронта вытеснения образуется буферная оторочка, представляющая собой смесь закачиваемой воды с вытесняемыми остаточными водами залежи. Поскольку считается, что радий в нефтяной залежи сосредоточен в остаточных водах, то буферная оторочка обогащается радием, концентрация которого достигает 3.5-10 Бк/дм3 . 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 44 Под влиянием поверхностных сил капиллярных систем пластовая вода приобретает свойства низкополярных растворителей и ее растворяющая способность резко возрастает. Поэтому сульфаты и карбонаты кальция, бария, радия, выпадающие в осадок в нормальных условиях, в капиллярной системе пласта находятся в растворенном состоянии. Поступая в скважину, пластовая вода восстанавливает свои свойства высокополярного растворителя. Сульфаты и карбонаты кальция, бария, радия частично осаждаются на цементном камне и стенках фильтра в виде радиокальцита и радиобарита, частично выносятся на поверхность. В результате возникают РГХА на участках, где их раньше не было, то есть появление “свежих” РГХА связано с началом обводнения или обводнением скважины. Однако природа РГХА довольно многообразна, и необходимо осторожно подходить к результатам интерпретации ГК. 3.2 Идндикаторные методы с закачкой различных трассеров Индикаторные методы основаны на том, что в породы-коллектора через скважину вводят флюид или иной наполнитель, который обладает аномальными свойствами относительно окружающей среды. Эти методы можно разделить в зависимости от индикатора на методы: - радиоактивных изотопов; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 45 - нейтронных методов меченного вещества; - индикаторные методы различного типа. Задачи, решаемые индикаторными методами: - выявление затрубной циркуляции, поглощающих (отдающих) пластов, нарушений герметичности колонн; - определение профиля приемистости и работающих толщин, получение исходных данных и контроль результатов интенсификации промытой зоны (ГРП, кислотная или термическая обработка и т.д.); - выявление обводненных интервалов, ВНК, остаточной нефтегазонасыщенности в промытой зоне; - выявление гидродинамической связи между отдельными пластами по площади; - определение скорости и направления фильтрации закачиваемого раствора. 3.2.1 Метод радиоактивных изотопов Для обнаружения радиоактивного изотопа проводят регистрацию кривых ГК. Выбор изотопа определяется решаемой задачей, физико-химическими свойствами этих изотопов и их соединений. Учитывая, что работа с радиоактивными изотопами опасна, особенно при закачке с поверхности, то их применяют только в случае, если другими методами задача не решается. Для ввода изотопов используются глубинные инжекторы. Для работы выбираются короткоживущие изотопы (радон, натрий, йод-131, тритий), которые не адсорбируются породой. Перед закачкой в скважине обязательно делается фоновый замер ГК. Наиболее привлекательным является несорбирующий гамма-излучающий изотоп иод-131. Однако он имеет ограничения по периоду полураспада – 8.1 суток. Малая продолжительность жизни лимитирует время исследования 2 – 3 месяца. Наиболее широко опробован тритий, который имеет достаточно большой период полураспада (12.46 года), не сорбируется породой, но энергия гамма-распада очень мала (0.019 Мэв), что позволяет фиксировать тритий только в лабораторных условиях на специальных установках. 3.2.2 Нейтронные методы меченного вещества Нейтронные методы меченного вещества основаны на закачке в пласт вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов. Обычно это растворы солей бария (бура), обладающие аномально высокими нейтронными характеристиками. Замеры выполняются методом импульсного нейтронного каротажа или нейтронного каротажа. В качестве вещества с большим (аномально высоким) сечением поглощения используются 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 46 соединения таких элементов как хлор, бор, кадмий, редкоземельные элементы. Однако, одних данных по распределению тепловых нейтронов для решения задачи выделения заводненных участков и охвата пластов разработкой недостаточно, поэтому в этой методике используются данные о фазовых проницаемостях. Первый контрольный замер генератором проводится в открытом стволе при проникновении в пласты фильтрата (пресного) бурового раствора. Затем, под давлением в интервал объекта разработки закачивается меченная жидкость, производится спуск колонны и проводится второй замер ИГН для регистрации распределения меченого вещества. Через 2-3 недели проводят третий замер для контроля за расформированием зоны проникновения. Аномалии, которые частично или полностью исчезли при третьем замере соответствуют интервалам активного движения (фильтрации) жидкости. Сохранение аномалий указывает на неподвижность жидкости в этой части пласта. Аналогичные задачи могут быть решены с помощью закачки радона, который обладает достаточно высокой интенсивностью естественного гамма-излучения и малым периодом полураспада. |