Концепция применения метода температурных меток в горизонтальных скважинах в условиях многофазного потока

19.03.2019

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 1(11). – С. 7-11

УДК 550.832.6 

Р.К. Яруллин, к.ф.-м.н., А.Р. Яруллин, к.т.н., М.С. Гаязов
Башкирский Гос. Университет

Электронный адрес: YarullinAR@mail.ru

Ключевые слова: горизонтальная скважина, тепловая метка, многофазный поток, локальная скорость, фазовый расход, контроль разработки месторождений 

В статье приведены результаты экспериментальных исследований применимости метода тепловой метки для решения практических задач в условиях горизонтальной скважины. Исследования проводились на термогидродинамическом стенде БашГУ. Результаты исследования показали принципиальную возможность применения метода в условиях двухфазного расслоенного потока c погрешностью не более 8%. По результатам работы определены требования к конфигурации скважинной аппаратуры, обеспечивающей возможность оценки поинтервальных фазовых расходов в низкодебитных горизонтальных скважинах.

The conception of applying temperature marks method in horizontal wells with multiphase flow

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 7-11

R.K. Yarullin, A.R. Yarullin, M.S. Gayazov
Bashkir state university, RF, Ufa 

E-mail: YarullinAR@mail.ru

Keywords: Horizontal well, thermal marks, multiphase flow, local velocity, phase flow, field development control 

The article shows results of experimental studies on the applying thermal marks methodfor solving practical problems in horizontal wells. The studies were carried out at the hydrodynamic test complex of Bashkir state University. The results of research showed the potential of using the method. The error rate of the experimental results did not exceed 5 .
According to the results, the further direction of research has been determined. 

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-1-7-11 

Введение

Одна из актуальных задач современной промысловой геофизики при исследованиях в действующих горизонтальных скважинах – определение фазовых расходов с оценкой поинтервального дебита. В настоящее время для измерения дебита традиционно используют механические расходомеры. К сожалению, применение метода расходометрии имеет существенные ограничения, особенно в условиях многофазного потока. Механическая турбинка чувствительна к составу флюида, а расслоение фаз в наклонно направленной или горизонтальной скважине не контролируется относительно границ их раздела [1], что увеличивает неопределенность.

Задача частично решается за счет применения распределенных механических расходомеров, обеспечивающих послойное измерение локальной скорости потока в действующих горизонтальных скважинах в комплексе с датчиками состава [2]. Однако в условиях обводнения продукции и малых скоростей потока, характерных для горизонтальных скважин на большинстве месторождений РФ, данная аппаратура малоэффективна и ее применение не решает поставленную задачу. Для выявления локальных притоков при малом удельном расходе может использоваться метод термоанемометрии, который имеет высокую чувствительность к радиальной составляющей потока. Однако результаты данного метода зависят от состава флюида, кроме того, метод не дает возможности определить количественные параметры расхода в условиях многофазного потока [3].

Помимо перечисленных способов оценки локальной скорости потока, в промысловой геофизике есть примеры применения метода меченой жидкости, когда в потоке формируется контрастная по физическим свойствам метка и прослеживается ее движение по стволу скважины. При этом метка формируется путем впрыска порции контрастной жидкости (например химической, оптической или электрической) или проводится активация изотопов при работе импульсного генератора нейтронов [4, 5].

В последнее время часто используется метод активной термометрии, когда в потоке флюида формируется температурная метка за счет работы индукционного нагревателя, выделяющего энергию в металле эксплуатационной колонны [6]. Результаты опробования показали высокую эффективность метода при решении ряда задач, связанных с контролем технического состояния скважины, и возможность оценки расхода в условиях низкодебитной вертикальной и слабонаклонной скважин.

При этом метод активной термометрии не требует использования дорогостоящего импульсного генератора, контрастных жидкостей, управление работой индуктора выполняется по кабелю, не ограничено число определений за один спуск, имеется перспектива применения метода в условиях действующих горизонтальных скважин. 

Физические основы метода температурных меток

Экспериментальные работы, выполненные на термогидродинамическом стенде в БашГУ, и материалы промыслово-геофизических исследований в действующих горизонтальных скважинах показали, что температурная метка, сформированная в горизонтальном стволе скважины, перемещается по латерали, сохраняя значимую величину достаточно длительное время, при этом можно проследить ее продвижение в потоке. Термоаномалии, сформированные в условиях расслоенного водонефтяного потока, в нефти и воде движутся независимо друг от друга, а процесс межфазного теплообмена пренебрежимо мал. Таким образом, наблюдая процесс перемещения температурной метки вдоль горизонтального ствола с помощью распределенных датчиков температуры, можно оценить линейную скорость каждой фазы, что в комплексе с данными распределенных датчиков состава позволяет оценить и фазовые расходы. Для эффективного применения метода необходимо иметь комплекс датчиков температуры, находящихся на верхней и нижней образующих трубы. Для оценки фазозаполнения с выходом на фазовые расходы необходим комплекс датчиков состава, распределенных вертикально по сечению трубы. Данный метод измерения может быть реализован с использованием традиционных датчиков состава и двух модулей вертикально распределенных датчиков температуры, разнесенных на некоторое расстояние по длине прибора.

Работы выполнялись в условиях двухфазного потока, состоящего из технической воды вязкостью 1 мПа*с и плотностью 1000 кг/м3 и гидравлического масла вязкостью 15 мПа*с (при температуре 26 °С) и плотностью 880 кг/м3. Стеклянная труба (рис. 1) с внутренним диаметром 96 мм и длиной более 12 м располагалась строго горизонтально. Вода и масло подавались с торца стенда через систему, предварительно смешивающую, затем линеризирующую поток, для исключения локальных струй.


Рис. 1. Конфигурация гидродинамического стенда с вертикальными термосканерами (1, 2, 3 и 4 – сечения, на которых размещались датчики температуры T; ТЭН – трубчатый электронагреватель; Т0 – точка контроля входной температуры, L = 14 м, L1= 4 м, L2 = 2,35 м, L3 = 2,05 м, L4 = 5,6 м)

По длине стенда были размещены четыре группы малоинерционных датчиков температуры на основе термопары k-типа фирмы

«Тесей». Датчики подключались к единому измерительному комплексу на основе модуля NI 9214 и работали в среде Lab View. Коэффициент тепловой инерции датчиков менее 1 с, разрешающая способность измерительной системы не менее 0,03 К.

На каждом сечении в вертикальной плоскости размещались пять датчиков температуры с постоянным шагом 10 мм. Крайние датчики для снижения краевых эффектов были отнесены от стенок трубы на 5 мм. Такое расположение позволяет наблюдать и регистрировать на компьютере динамику движения температурной метки по длине стенда, а также наблюдать эффект формирования термогравитационного расслоения потока по вертикали.

Формирование температурных меток выполнялось проточным нагревателем в импульсном режиме с пиковой мощностью P = 2 кВт, время нагрева tраб = 20 с, время между нагреваниями tпрост = 100 с. Такие временные промежутки достаточны для формирования и наблюдения четко отслеживаемой температурной метки. Расход воды и масла задавался работой электроцентробежного насоса и контролировался с точностью до 0,01 м3/ч.

Амплитуда температурной метки при расходах, обеспечивающих ламинарный режим течения Q < 3,0 м3/ч (Re<2000), по результатам эксперимента не превышала 1 °С. Параллельно с измерением температурного поля сечения потока определялась степень фазозаполнения потока (Hold Up) (рис. 2) путем замера длины дуги захвата каждой фазы, что позволяло выделить границу водомасляного контакта.


Рис. 2. Характер изменения водомасляного контакта по длине горизонтального трубопровода

Обсуждение результатов эксперимента

Основная задача экспериментов – оценка перспективы применения метода температурных меток при измерении локальной скорости потока и суммарного расхода в условиях горизонтального трубного течения. Для этого на входе формировалась температурная метка и наблюдалось ее развитие в потоке по реакции четырех датчиков, расположенных на различном расстоянии от входа и на одинаковой высоте относительно нижней образующей (рис. 3). Локальная скорость потока v в слое рассчитывалась путем измерения времени подхода фронта термоаномалии к разным сечениям с учетом расстояния между ними:



Рис. 3. Развитие серии импульсов по длине стенда, регистрируемое на оси трубы (отступ от нижней образующей равен 3 см)

ТЭН, теплообменом между слоями в ламинарном потоке и замкнутой системой оборота рабочего флюида. Для повышения точности экспериментов все последующие измерения выполнялись путем формирования серии термоаномалий с усреднением результатов по нескольким импульсам в пределах единого пакета. Результаты измерения распределения локальных скоростей между отдельными сечениями при дебитах (объемной скорости) воды и масла, равных, соответственно 1,27, 0,9 м3/ч, по наблюдению термоаномалий приведены на рис. 4. 

 
Рис. 4. Распределения скоростей в сечении для различных интервалов движения

Из рис. 4 видно, что послойное распределение локальной скорости потока вдоль горизонтальной трубы на стенде изменяется. По мере удаления от «забоя» наблюдается «разгон» масла, что обусловлено концевым эффектом, характерным для выхода на вертикальную часть стенда (рис. 5.). Зона проявления концевого эффекта зависит от конфигурации труб, гидродинамического сопротивления смеси воды и масла, т.е. от их скорости движения (дебита), динамической вязкости и др. При регистрации Hold Up по контрольным точкам получено, что влияние концевого эффекта начинается примерно на расстоянии 8 м от забоя.


Рис. 5. Схема влияния концевого эффекта на Hold Up и фазовые скорости

Для лучшей иллюстрации можно совместить регистрируемые значения локальных скоростей в сечениях по длине стенда и уровня водомасляного контакта внутри стенда (рис. 6.)


Рис. 6. Распределение локальных скоростей и уровня водомасляного контакта в различных интервалах стенда

Для перехода от линейных скоростей расслоенного потока к дебиту необходимо выделить площадь захвата движения каждой локальной скорости. Для этого сечение трубы делится на 10 эффективных площадей.

Оценив высоту каждого подвижного слоя h, можно определить площадь сегмента, занимаемого нагретой жидкостью, по следующим формулам:

где Sseg – площадь сегмента, занимаемого разогретой жидкостью (эффективная площадь движения), м2; R – внутренний радиус трубы, м; а – угол наклона, рад.

Проведено сравнение показаний механических расходомеров, полученных в двух точках стенда, и рассчитанных дебитов по каждой фазе (см. таблицу).


Погрешность расчетов не превысила 5   относительно показаний расходомера.

Выводы 

  1. Экспериментально показана возможность оценки линейной скорости многофазного расслоенного неизотермического потока путем внесения в него искусственной температурной метки.
  2. Погрешность результатов экспериментов не превысила 5% относительно входных данных, регистрируемых на гидродинамическом стенде.
  3. Увеличение расстояния между контрольными точками регистрации температуры по сечению стенда (измерительной базы) повышает точность оценки скорости потока по верхней образующей, однако в то же время происходит потеря информации о скорости потока в целом по сечению за счет частичного расформирования температурной метки.
  4. При наличии соответствующей аппаратуры, позволяющей регистрировать значение температуры по сечению скважины на некотором расстоянии друг от друга, задача определения фазовых расходов с оценкой поинтервального дебита будет решена.

Список литературы

  1. Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К., Яруллин А. Р. Тестирование скважинной аппаратуры на стенде — как обязательный элемент испытания при разработке и передаче ее в производство // Нефтегазовое дело. — 2012. -№ 3. — С. 300–308.
  2. Костин А.И., Лауфер К.К., Новопашин С. В. Применение компенсированного термокондуктивного расходомера жидкости для решения геолого-технических задач // Каротажник. — 2005. — № 135. — С. 134–144.
  3. Ленн К., Каденхэд Дж., Сандер Р., Ашуров В. Промысловый каротаж горизонтальных скважин — URL: http://www.slb.ru. — декабрь, 2004.
  4. Геофизический контроль насыщенности терригенных коллекторов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Республики Татарстан / Л. Н. Воронков, Р. И. Юсупов, В. В. Баженов, В. А. Лифантьев // Каротажник. — 2003. — № 109. — С. 298 — 313.
  5. Опыт использования метода активной термометрии при диагностике состояния эксплутационных скважин / Р. Ф. Шарафутдинов, Р. А. Валиуллин, В. Я. Федотов, М. Ф. Закиров // Каротажник. — 2010. — № 193. — С. 5–12.
  6. Разработка критериев выделения работающих интервалов в низкодебитных горизонтальных скважинах на основе физического эксперимента и скважинных исследований / Р. А. Валиуллин, Р. К. Яруллин, А. Р. Яруллин [и др.] // SPE 136272. — 2010.
  7. Яруллин А. Р. Результаты экспериментальных исследований двухфазного расслоенного потока в горизонтальном стволе скважины со знакопеременной траекторией // Каротажник. — 2014. — № 243. — С. 72–76.

Reference

  1. Valiullin R.A., Yarullin R.K., Yarullin A.R., Testing well tools on the stand as an obligatory checking stage of development and manufacturing application (In Russ.), Neftegazovoe delo, 2012, no. 3, pp. 300–308.
  2. Kostin A.I., Laufer K.K., Novopashin S.v. , Application of the compensated thermal conductivity fluid flowmeter for solving geologic-technical problems (In Russ.), Karotazhnik, 2005, v. 135, pp. 134–144.
  3. Lenn K., Kadenkhed D., Sander R., Ashurov v. , New developments in the production logging in horizontal wells (In Russ.), Tekhnologii TEK, 2004, no. 5.
    Voronkov L.N., Yusupov R.I., Bazhenov v. V., Lifantʹev v. A., Geophysical control of saturation of terrigenous reservoirs at the late stage of development of oil fields of the Republic of Tatarstan (In Russ.), Karotazhnik, 2003, v. 109, pp. 298 — 313.
  4. Sharafutdinov R.F., Valiullin R.A., Fedotov v. YA., Zakirov M.F., Experience of using the method of active thermometry in the diagnosis of the state of operational wells (In Russ.), Karotazhnik, 2010, v. 193, pp. 5–12.
  5. Valiullin R., Yarullin R., Yarullin A. et al., Development of inflow profiling criteria for low-rate horizontal wells on the basis of physical laboratory experiments and field studies (In Russ.), SPE 136272-RU.
  6. Yarullin A.R., The results of experimental studies on a two-phase flow bundle in horizontal wells with a variable-sign trajectory (In Russ.), Karotazhnik, 2014, v. 243, pp. 36–71.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

Яруллин Р.К., Яруллин А.Р., Гаязов М. С. Концепция применения метода температурных меток в горизонтальных скважинах в условиях многофазного потока // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2019 — № 1(11). — С. 7–11.


The reference to this article in English is:

Yarullin R.K., Yarullin A.R., Gayazov M.S., The conception of applying temperature marks method in horizontal wells withmultiphase flow (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2019, no. 1(11), pp. 7–11.


Возврат к списку