Исследование влияния состава флюида на показания термодебетомеров нефтяных эксплуатационных скважин (стр. 2 из 5)
Принцип действия. Скважинный термокондуктивный индикатор притока СТИ работает по принципу термоанемометра: в нем установлен датчик (активное сопротивление), нагреваемый постоянным стабилизированным током до температуры большей температуры омывающей его среды. Набегающий поток жидкости или газа охлаждает датчик и тем самым изменяет его активное сопротивление. В скважине величина теплоотдачи датчика зависит от скорости потока, теплофизических характеристик среды, тока питания. В скважине постоянного диаметра в однородной среде теплоотдача датчика зависит только от скорости потока. Активное сопротивление в таком случае обратно пропорционально средней линейной скорости потока, что позволяет в благоприятных условиях измерять скорость потока и построить профиль притока или поглощения флюида.
Для среды с неоднородным распределением теплофизических характеристик (в обводненных нефтяных скважинах или с «застойной» водой) определяются только качественные показатели притока пласта.
Активное сопротивление датчика определяется по мостовой схеме, в измерительную диагональ которой включен регистратор. Измерительный мост расположен в наземном пульте, к которому подключено стабилизированное, питание от источника УИП-1, УИП-2 или УИП-К. Скорость флюида, обтекающего датчик, регистрируется в виде диаграммы изменения выходного сигнала измерительного моста панели управления регистраторами серийных каротажных станций.
Скважинный прибор состоит из блока преобразователя температуры и притока, предназначенного для преобразования изменения скорости и температуры радиального потока в изменения сопротивлений преобразователя притока; сменных центраторов, для центрирования скважинного прибора в эксплуатационной колонне при спуске его через насосно-компрессорные трубы.
Технические характеристики термокондуктивных индикаторов притока различных типов приведены в табл. 1.
Таблица 1
Техническая характеристика термокондуктивных индикаторов притока типа СТИ
| Показатель | Тип аппаратуры | ||
| СТИ-4 | СТД–2 | ||
| Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут:· по нефти, воде и двухфазным смесям· по газу | 1–300≤1·106 | ≤300≤1·106 | |
| Минимальный диаметр обслуживаемыхскважин, мм | 30 | 50 | |
| Ток через датчик при измерениях, мА | 120 или 150 | ||
| Активное сопротивление датчика, Ом | 1000+50 | ||
| Скорость записи, м/ч | ≤100 | ||
| Максимальная температура окружающей среды, °С | 80 | ||
| Максимальное гидростатическое давление, МПа | 30 | 40 | |
| Кабель:типмаксимальная длина, м | КОБД-2 КОБД-2,43000 | ||
| Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм | 1865Ч25 | 900Ч36 | |
| Масса, кг | 4,6 | 2 | |
| Система измерения | Аналоговая | ||
| Диапазон измерений расхода скважинного флюида, м3/сут:· по нефти, воде и двухфазным смесям· по газу | 2–600(2·103)–(1·106) | 2–1000≤1·106 | |
| Минимальный диаметр обслуживаемых скважин, мм | 30 | 50 | |
| Ток через датчик при измерениях, мА | 120 или 70 | 150 или 75 | |
| Активное сопротивление датчика, Ом | 1000±50 | ||
| Скорость записи, м/ч | ≤100 | ||
| Максимальная температура окружающей среды, °С | 150 | ||
| Показатель | Тип аппаратуры | ||
| СТИ-8 | ПСК-1 (блок СТИ) | ||
| Максимальное гидростатическое давление, МПа | 60 | ||
| Кабель:· тип· максимальная длина, м | КП-2-180 КГЗ-67-1805000 6000 | ||
| Габаритные размеры индикатора притока СТИ, мм | 1800Ч25 | 431Ч36 | |
| Масса, кг | 10 | 2 | |
| Система измерения | Аналоговая | ||
Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД. Техническая характеристика скважинного термокондуктивного дебитомера
1) Назначение – исследование скорости потока жидкости по колонне по результатам измерения приращения температур. Прибор СТД-2 используется для фонтанирующих и нагнетательных скважин; СТД–4 – для скважин, эксплуатирующихся при помощи штанговых насосов.
2) Тип прибора – беспакерный.
3) Аппаратура рассчитана для измерений на одножильном бронированном кабеле и на работу с серийными каротажными станциями.
4) Параметры датчика:
сопротивление при 20°С, Ом………………………………………1000±4
наружный диаметр корпуса датчика, мм………………..……………….8
длина, мм……………………….…………...…………………………...300
рабочий ток, мА:
в режиме дебитомера……………………………………...…..120 или 150
в режиме термометра………….……………………………………10–12
5) Запись дебитограмм как по точкам (около 5 мин на 1 точку),
так и непрерывно со скоростью порядка 100 м/ч, что соответствует
минимальной скорости современных подъемников.
6) Порог чувствительности (в начале шкалы) –около 4 м3/сут по воде, около 1–3 м3/сут по нефти.
7) Максимальное рабочее давление 360 кгс/см2
8) Максимальная рабочая температура +80°С
9) Габариты скважинного прибора, мм:
СТД-2: диаметр –36, длина –540
СТД-4: диаметр –20, длина –430.
10) Вес скважинного прибора около 1 кг.
Термоэлектрический скважинный дебитомер СТД работает по принципу термоанемометра. На рис. 3 показана упрощенная электрическая схема дебитомера. Сопротивление датчика дебитомера Rд нагревается проходящим по нему током (120–150 мА) и его температура становится выше температуры среды в скважине. В местах притока жидкости (газа) датчик охлаждается, в результате чего изменяется его сопротивление. Это изменение сопротивления фиксируется мостовой схемой, в одно из плеч которой включен датчик. Измеряемый параметр в виде напряжения разбаланса моста регистрируется измерительным прибором или фоторегистратором каротажной станции.
Е – источник тока; Rд – переключатель (1 – эталон; 2 – температура; 3 – дебитомер); ЦЖК – жила кабеля; ОК – его броня
Рис. 3. Принципиальная электрическая схема термодебитометра СТД.
Переход от приращений сопротивления к скорости движения жидкости (газа) осуществляют по эталонной кривой, получаемой в результате эталонирования прибора, т. е. измерения его показаний при различных скоростях потока в трубе того же диаметра, что и диаметр обсадной колонны.
Сопротивление датчика помещают в металлическую трубку диаметром 8 мм и длиной 300 мм; для уменьшения постоянной времени свободное пространство в трубке заливают металлическим сплавом с температурой плавления 80–130 °С.
Исследования дебитомерами, как правило, проводят в действующих скважинах. Лишь при необходимости установления межпластовых перетоков иногда исследуют остановленные скважины.
Исследования могут проводиться при непрерывном движении прибора в скважине либо «по точкам», т. е. на отдельных глубинах при неподвижном приборе. При обработке результатов, используя данные эталонировки прибора, от импульсов в минуту переходят к абсолютным величинам – дебиту в кубических метрах в сутки.
Полученная кривая, показывающая количество (долю) жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах, называется интегральной дебитограммой (Рис. 4, а, кривая 1). Она показывает суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой дебитограмме наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения – их уменьшение. Приращение показаний в определенном интервале пропорционально количеству жидкости, отдаваемой (поглощаемой) этим интервалом. Так, на Рис. 4 притоки жидкости наблюдаются в четырех интервалах, отмеченных стрелками, причем наибольшая часть притока (7 м3/сут, или около 40%) связана с верхним интервалом (1529–1539 м). Далее по интегральной дебитограмме строят дифференциальную дебитограмму (см. Рис. 4, а, кривая 2), показывающую интенсивность притока (поглощения) на единицу мощности пласта. Для получения абсцисс этой кривой приращения показаний на интегральной кривой делят на мощность интервала, в котором наблюдается соответствующее приращение.
1 – интегральная дебитограмма; 2 – дифференциальная дебитограмма
Рис. 4. Примеры дебитограмм, зарегистрированных турбинным (а) и термоэлектрическим (б) дебитомерами.
На Рис. 4, б изображена схематическая дебитограмма, полученная термодебитомером. При переходе через интервал, на котором в скважину поступает жидкость, следовательно, изменяется скорость движения потока, за счет изменения теплообмена изменяется сопротивление чувствительного элемента. По этому изменению и выделяют отдающий интервал. Вследствие более сильного влияния потока жидкости, перпендикулярного к оси прибора (радиального потока), по сравнению с потоком вдоль оси скважины в кровле отдающих жидкость интервалов (но не всегда) наблюдается минимум, выше которого отмечается некоторый рост показаний. Подошва интервала поступления жидкости в скважину отмечается по началу спада кривой (при движении прибора снизу вверх), а кровля – по минимуму или (при его отсутствии) по точке перегиба кривой. Количественное определение дебита проводят по разнице δТ между показаниями ΔТ ниже интервала и выше интервала притока (после прохождения указанного выше переходного участка непосредственно после минимума). Переход от значений δТ к дебиту осущестляют по градуировочной кривой. Поскольку теплопроводность нефти, газа и воды различна, приращение сопротивления для трех сред при одной и той же скорости потока различна. Поэтому эталонировочная кривая должна быть получена для каждой из этих сред. Из-за различия теплопроводности сред термодебитомер показывает изменение показаний при переходе через раздел вода – нефть или вода – газ. Аналогично производят построение интегрального и дифференциального профилей по данным механической расходометрии. Интегральный профиль притока может быть описан формулой: