Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты)



Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты)
Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты)
Способ определения экстремальных скоростей потока жидкости в скважине (варианты)

 


Владельцы патента RU 2441153:

Мухамадиев Рамиль Сафиевич (RU)
Назаров Василий Фёдорович (RU)

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано при контроле разработки нефтяных месторождений. Раскрыты варианты способов определения экстремальных скоростей потока жидкости по серии измерений термодебитомером вдоль ствола скважины по направлению, совпадающему с направлением потока жидкости в скважине, а также по измерению термодебитомером на точке в остановленной скважине. По результатам этих измерений строятся графики зависимости показаний термодебитомера от скорости движения прибора и определяется скорость потока жидкости в скважине. Техническим результатом является расширение верхней и нижней границы определения скорости потока жидкости. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано для определения «малых» и «больших» скоростей потока жидкости в скважине.

Известен способ определения скорости потока жидкости в скважине, основанный на проведении измерений термодебитомером вдоль ствола эксплуатационной колонны, а также в гидродинамическом стенде (см. И.Г.Жувагин, С.Г.Комаров, В.Б.Черный. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М., «Недра», 1973. 81 с. с ил., с.12-13). Недостатком этого способа является то, что условия измерений в скважине и в гидродинамическом стенде существенно отличаются между собой. В первую очередь это относится к составу, а также к температуре жидкости в скважине и в гидродинамической трубе на стенде.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения при определении скорости потока жидкости является способ, описанный в заявке на патент RU 2006108420 А (Назаров В.Ф. и др.), 27.09.2007. В этом способе предусматривается проведение измерений термодебитомером вдоль ствола с переменной скоростью по направлению, совпадающему с направлением потока жидкости в скважине. При этом должна быть зарегистрирована колоколообразная зависимость показаний термодебитомера в зависимости от скорости его перемещения в скважине, т.е. должна получиться зависимость, аналогичная функции распределения Гаусса. Скорость прибора, при которой отметится максимум на термодебитограмме, будет равна скорости потока жидкости в скважине. Следовательно, для определения скорости потока жидкости по этому способу необходимо, чтобы скорость регистрации термодебитомера была бы как меньше, так и больше скорости потока жидкости в скважине. Однако скорость движения кабеля, которую могут обеспечить геофизические подъемники, ограничена как снизу, так и сверху. Поэтому, используя этот способ, невозможно определить экстремальные значения скорости потока жидкости в скважине.

Техническим результатом заявляемого изобретения является расширение верхней и нижней границы определения скорости потока жидкости в скважине.

Технический результат достигается тем, что проводят по направлению потока серию измерений термодебитомером с «малыми» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, затем останавливают скважину и проводят замер термодебитомером в течение небольшого времени на точке в интервале исследований, по проведенным измерениям строят два графика: первый - это зависимость показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его движения вдоль ствола скважины, T=f(v); второй - зависимость показаний термодебитомера, зарегистрированных на точке в остановленной скважине, Т=С. График зависимости T=f(v) экстраполируют до пересечения с прямой Т=С в точке «А». Скорость прибора, соответствующая точке «А», равна скорости потока жидкости в скважине (вариант 1).

Технический результат достигается также тем, что проводят по направлению потока серию измерений термодебитомером с «большими» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, затем останавливают скважину и проводят замер термодебитомером в течение небольшого времени на точке в интервале исследований, по проведенным измерениям строят два графика: первый - это зависимость показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его движения вдоль ствола скважины, T=f(v); второй - зависимость показаний термодебитомера, зарегистрированных на точке в остановленной скважине, Т=С. График зависимости T=f(v) экстраполируют до пересечения с прямой Т=С в точке «Б». Скорость прибора, соответствующая точке «Б», равна скорости потока жидкости в скважине (вариант 2).

Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что при регистрации на точке в остановленной скважине показание термодебитомера будет максимальным, так как относительная скорость прибора и потока жидкости равна нулю. Поэтому скорость прибора, при которой показания термодебитомера удовлетворяют равенству T=f(v)=C, будет равна скорости потока жидкости в скважине.

Из научно-технической литературы и патентной документации не известны: 1) способ проведения серии измерений термодебитомером с «малыми» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, а также измерение термодебитомером в остановленной скважине на точке, 2) способ проведения серии измерений термодебитомером с «большими» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, а также измерение термодебитомером в остановленной скважине на точке.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» как новая совокупность существенных признаков, проявляющих новое техническое свойство.

На фиг.1-2 приведены зависимости показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его перемещения в скважине. По оси ординат отложены показания термодебитомера, по оси абсцисс скорость перемещения прибора в скважине.

На фиг.1 приведена кр.1, построенная по результатам серии измерений термодебитомером при «малых» скоростях движения прибора, а также кр.2 - прямая линия, описываемая уравнением Т=С=Тост, где Тост - показания термодебитомера, зарегистрированные на точке после остановки скважин, работающей с «малой» приемистостью. Кр.1 построена по результатам 11 измерений термодебитомером в интересующем интервале глубин с различными постоянными «малыми» скоростями движения прибора в направлении, совпадающем с направлением потока жидкости в скважине

На фиг.2 приведена кр.3, построенная по результатам серии измерений термодебитомером при «больших» скоростях движения прибора, а также кр.4 - прямая линия, описываемая уравнением Т=С=Тост, где Тост - показания термодебитомера, зарегистрированные на точке после остановки скважины, работающей с «большой» приемистостью. Так же, как и на фиг.1, кр.3 построена по результатам 11 измерений термодебитомером в интересующем интервале глубин с различными постоянными «большими» скоростями движения прибора в направлении, совпадающем с направлением потока жидкости в скважине.

На фиг.3 приведен пример определения «малой» скорости потока жидкости по результатам измерений комплексной автономной аппаратурой в нагнетательной скважине, включающей методы: естественной гамма-активности (ГК); термометра; термодебитомера; механического расходомера (РГД).

Для определения «малых» скоростей потока жидкости в скважине аппроксимируем кр.1 (см. фиг.1) до пересечения ее с прямой линией - кр.2, описываемой уравнением Т=С=Тост, в точке «А». Скорость прибора, соответствующая точке «А», будет равна скорости потока жидкости в скважине. Последнее утверждение следует из следующего. Показания термодебитомера, полученные при измерении в остановленной скважине на точке (прибор в скважине стоит на месте) в исследуемом интервале глубин, будут максимальными, так как относительная скорость между жидкостью и прибором в скважине равна нулю. Так как точка «А» принадлежит прямой 2 и кр.1, то это означает, что для кр.1 в точке «А» скорость прибора и скорость потока жидкости равны между собой, т.е. скорость прибора, соответствующая точке «А», равна скорости потока. Таким образом, следуя терминологии в заявке на патент RU 2006108420 А (Назаров В.Ф. и др.), получили правую ветвь колоколообразной зависимости показаний термодебитомера от скорости движения прибора

Для определения «больших» скоростей потока жидкости в скважине аппроксимируем кр.3 (см. фиг.2) до пересечения ее с прямой линией - кр.4, описываемой уравнением Т=С=Тост, в точке «Б». Скорость прибора, соответствующая точке «Б», будет равна скорости потока жидкости в скважине. Доказательство этого утверждения можно провести аналогично тому, как это было проведено выше. Причем, в отличии от Фиг.1 на Фиг.2 получили левую ветвь колоколообразной зависимости показаний термодебитомера в зависимости от скорости движения прибора в скважине.

Пример практической реализации способа приведен на фиг.3. Здесь приведены: в левой колонке - глубина в скважине; во второй колонке - примитивы воронки насосно-компрессорных труб (НКТ), интервала перфорации и диаграмма ГК (кр.5); в третьей колонке - термограммы, зарегистрированные при закачке - кр.6 и через 30 - кр.7 и 60 минут - кр.8 после прекращения закачки воды в нагнетательную скважину; в четвертой колонке - термодебитограммы, зарегистрированные при спуске прибора со скоростями 420 м/час - кр.16, 280 м/час - кр.17, 170 м/час - кр.18, 40 м/час - кр.19 в процессе закачки воды в скважину, а также после прекращения закачки на точке над интервалом перфорации - кр.20; в пятой колонке - расходограммы, зарегистрированные в процессе закачки при подъеме прибора со скоростями 500 м/час - кр.13, 1000 м/час - кр.14, 1500 м/час - кр.15.

Как видно из фиг.3, на термограммах и на термодебитограммах нет аномальных изменений в интервале перфорации, а это указывает на то, что перфорированный пласт не принимает закачиваемую воду, т.е. заключения, полученные по этим методам, совпадают между собой. Также совпадают между собой и заключения о нахождении в скважине воронки НКТ на глубине 1736 м, полученные по измерениям каналом термодебитомера (см. кр.16-19) и каналом расходомера, зарегистрированным со скоростью 1500 м/час (см. кр.15). Совпадение заключения, полученное как по результатам измерений термодебитомером, так и с другими методами, указывает на хорошее качество термодебитограмм.

Следует отметить, что на термодебитограммах ниже воронки НКТ отмечается зона стабилизации, в которой наблюдается интенсивное увеличение показаний прибора из-за относительно большой его инерционности. Эта зона распространяется от воронки НКТ до глубины: 1741,5 м на кр.16; 1738,6 м на кр.17; 1737,8 м на кр.18; 1737,0 м на кр.19. Ниже зоны стабилизации наступает тепловое равновесие между датчиком термодебитомера и потоком жидкости в скважине, показания прибора стабилизируются.

Далее на термодебитограммах строят масштабно-координатную сетку T×V так, как это приведено на фиг.3. Здесь Т - показания термодебитомера, V - скорость регистрации термодебитограммы. Ниже зоны стабилизации на каждой кривой проводят усредненную линию. На этих линиях наносят точки: - 16, 17, 18, 19, соответствующие скорости регистрации данной кривой. Через эти точки проводят кр.21 до пересечения с усредненной прямой линией - кр.20, полученной при регистрации термодебитограммы на точке в остановленной скважине над интервалом перфорации. Скорость, соответствующая точке пересечения кр.21 и кр.20, будет равна скорости потока жидкости в скважине. Это утверждение соответствует истине, так как в этой точке отмечается максимальное показание термодебитомера, а это возможно тогда, когда скорость потока жидкости и прибора будут равны между собой.

1. Способ определения скорости потока жидкости в скважине, включающий серию измерений термодебитомером на различных скоростях по направлению потока, строят график зависимости показаний термодебитомера от скорости его движения вдоль ствола скважины, затем проводят измерение термодебитомером на точке в остановленной скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения «малых» скоростей потока жидкости, проводят вдоль ствола в работающей скважине серию измерений термодебитомером по направлению потока с постоянными низкими скоростями, включая и минимально возможную для данного геофизического подъемника скорость, строят график зависимости показаний термодебитомера от скорости его движения вдоль ствола скважины T=f(v), затем проводят измерение термодебитомером на точке в остановленной скважине и строят график зависимости T=C=const, аппроксимируют график зависимости T=f(v) до пересечения ее с прямой линией Т=С, а скорость прибора, соответствующая точке пересечения этих зависимостей, является искомой скоростью потока жидкости в скважине, где С - показание термодебитомера, зарегистрированное на точке после остановки скважины, работающей с «малым» дебитом/приемистостью.

2. Способ определения скорости потока жидкости в скважине, включающий серию измерений термодебитомером на различных скоростях по направлению потока, строят график зависимости показаний термодебитомера от скорости его движения вдоль ствола скважины, затем проводят измерение термодебитомером на точке в остановленной скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения «больших» скоростей потока жидкости, проводят вдоль ствола в работающей скважине серию измерений термодебитомером по направлению потока с постоянными высокими скоростями, включая и максимально возможную для данного геофизического подъемника скорость, строят график зависимости показаний термодебитомера от скорости его движения вдоль ствола скважины T=f(v), затем проводят измерение термодебитомером на точке в остановленной скважине и строят график зависимости T=C=const, аппроксимируют график зависимости T=f(v) до пересечения ее с прямой линией Т=С, а скорость прибора, соответствующая точке пересечения этих зависимостей, является искомой скоростью потока жидкости в скважине, где С - показание термодебитомера, зарегистрированное на точке после остановки скважины, работающей с «большим» дебитом/приемистостью.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройству измерения потока для определения направления потока флюида. .

Изобретение относится к устройству измерения потока для определения направления потока флюида. .

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано для определения скорости потока жидкости в скважинах при контроле разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к технике приборостроения. .

Изобретение относится к способам определения скорости течения и может быть использовано в гидрологии. .

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться для определения скорости однофазного потока жидкости в стационарных и переходных режимах. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения средних скоростей и градиентов скоростей морских течений. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для определения расхода потока жидкости. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для определения расхода потока жидкости. .

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться для определения скорости однофазного потока жидкости при ламинарных и турбулентных режимах течения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выявлению скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды. .

Изобретение относится к области исследований скважин, в частности - для исследования действующих наклонных и горизонтальных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к фонтанной арматуре с расположенным в ней устройством для измерения дебита продукции скважины. .

Изобретение относится к технике измерения дебита нефтяных скважин. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического контроля скорости потока закачиваемых в скважину по напорной магистрали жидкостей.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, для подготовки, замера и учета продукции нефтяных скважин, и имеет целью повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации межпластовых перетоков в околоскважинном пространстве. .

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения. .

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты)
Наверх