Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение информативности сканирующего влагомера при исследовании добывающих горизонтальных скважин

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Повышение информативности сканирующего влагомера при исследовании добывающих горизонтальных скважин"

СЕМЕНОВ КИРИЛЛ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ СКАНИРУЮЩЕГО ВЛАГОМЕРА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ДОБЫВАЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

25.00.10. - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2013

2 1 НОЯ 2013

005539406

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Белышев Григорий Алексеевич

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Лобанков Валерий Михайлович - доктор технических наук, ОАО НПФ «Геофизика», отдел стандартизации, метрологии и качества, ведущий научный сотрудник

Ведущая организация:

Яруллин Рашид Камилевич - кандидат физико-математических наук, доцент, Башкирский государственный университет, кафедра «Геофизики», доцент

Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма «ГИТАС» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан)

Защита состоится «6» декабря 2013 года в 1400 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика». Автореферат разослан «5» ноября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Современное состояние нефтяной отрасли России характеризуется ежегодным увеличением числа нефтяных и газовых месторождений, переходящих в позднюю стадию разработки, с широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания стабильной добычи углеводородного сырья. Одним из вторичных методов является применение горизонтальных стволов (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС), использование пологих и наклонных скважин, позволяющих вскрыть одновременно несколько пластов.

За последние несколько десятилетий количество пробуренных во всем мире горизонтальных скважин существенно возросло. Основным преимуществом горизонтальной скважины является увеличение поверхности контакта с коллектором, что обеспечивает увеличение темпов отбора и количества извлекаемых запасов; уменьшение себестоимости добычи; снижение количества платформ и скважин при разработке месторождений на шельфе морей. Эти преимущества можно получить и при повторном использовании ранее пробуренных скважин с заканчиванием их горизонтальными участками.

Важнейшая особенность горизонтальной скважины, имеющей синусоидальный профиль, заключается в расслоении потока флюида на фазы с разными физическими и химическими свойствами, что обусловливает появление газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок.

Система разработки любого месторождения, запроектированная и осуществляемая, должна отвечать критерию рациональности, изменяющемуся в соответствии с этапами развития страны. Но в любом случае критерий рациональности включает в себя увеличение нефтеотдачи пластов, учет сроков окупаемости затрат на освоение месторождения и соблюдение правил охраны недр и окружающей среды. В связи с этим необходимо осуществлять постоянный контроль разработки месторождения путем сбора, обработки и обобщения первичной информации о залежи с целью получения достоверных Ь

сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки, что достигается применением комплекса геофизических исследований в действующих и контрольных скважинах.

Очевидно, что для осуществления контроля разработки нефтяного или газового пласта, вскрытого горизонтальным стволом, необходимо использование специализированной геофизической аппаратуры.

Цель диссертационной работы

Разработка эффективного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров, обладающего высокостабильными технико-эксплуатационными характеристиками для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Объект исследования

Аппаратура сканирующего типа для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Предмет исследования

Характеристики сканирующих скважинных влагомеров: стабильность показаний в зависимости от условий эксплуатации, разрешающая способность и методика их градуировки.

Основные задачи исследования

1. Обзор существующей аппаратуры для исследования горизонтальных скважин в процессе контроля разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ процессов течения многофазного потока на горизонтальном участке скважины.

3. Исследование термобаростабильности показаний сканирующего влагомера аппаратуры АГАТ-КГ42 во всем диапазоне рабочих давлений и температур.

4. Разработка сканирующего комплекса высокостабильных диэлькометрических влагомеров, позволяющего с высокой степенью точности исследовать многофазный поток на горизонтальном участке скважины.

5. Разработка комбинированного датчика влагомер-термометр с целью обеспечения возможности введения температурной компенсации показаний

датчиков и расширения функциональных и методических возможностей разработанного комплекса.

6. Разработка методики градуировки скважинных влагомеров.

7. Внедрение разработанного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров.

Методы исследования

Поставленные задачи решались с применением знаний о принципах действия скважинных влагомеров, существующей сканирующей аппаратуры, макетирования и разработок технических и методических средств. На этапе выявления недостатков существующих влагомеров использовались методы анализа и сравнения. На этапе разработки комбинированного датчика влагомер-термометр использовались методы наблюдения, сравнения и эксперимента. На этапе внедрения разработанного датчика и методики его градуировки использовались методы экспериментальных исследований, связанные с соблюдением принципа автомодельности лабораторных и пластовых условий.

Научная новизна

1. Впервые разработан шестирычажный сканирующий комплекс высокостабильных диэлькометрических влагомеров, оптимально сочетаемых с высокочувствительным расходомером и термометром, обеспечивающий получение достоверной информации о местоположениях зон застойной воды и газовых шапок, перераспределении фаз в потоке и поинтервальном фазовом расходе при различных режимах работы скважины.

2. Впервые, применительно к отечественной аппаратуре сканирующего типа, разработан комбинированный датчик, сочетающий диэлькометрический влагомер и измерительный термометр, позволяющий одновременно оценивать распределение температурного поля по сечению колонны и компенсировать дрейфы показаний датчика состава, связанные с изменением диэлектрической проницаемости исследуемой среды при изменении ее температуры.

3. Разработана комплексная методика компенсации показаний влагомеров в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине,

использование которой позволяет уменьшить дрейфы влагомеров до 4% и существенно расширить методические возможности разработанного модуля.

Основные защищаемые положения

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс, включающий шесть высокостабильных диэлькометрических влагомеров, распределенных по сечению колонны и измерительные каналы высокочувствительного расходомера и термометра, обеспечивающий повышение информативности и качества исследований многофазного потока в горизонтальной скважине.

2. Разработанная комплексная методика компенсации показаний в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине и ее применение при обработке первичной информации.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается сопоставимостью лабораторных и стендовых испытаний, широким внедрением и использованием в ведущих геофизических предприятиях.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс для исследования горизонтальных скважин имеет лучшие количественные и качественные характеристики по сравнению с аналогичной аппаратурой, выпускаемой прежде ОАО НПФ «Геофизика», что делает его более востребованным и конкурентоспособным на Российском рынке геофизического оборудования.

2. Разработанный аппаратно-методический комплекс используется в ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис», ЗАО «БашВзрывТех-нологии», ОАО «КогалымНефтеГеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», на Ван-корском, Ново-Пурпейском, Ватьеганском, Верхнечонском, Федоровском и других месторождениях.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе особенностей потоков в горизонтальных скважинах и аппаратуры для их исследования; в проведении аналитических и; экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором,

руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанного аппаратно-методического комплекса.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:

- XVII научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2011).

- VII молодежная научно-практическая конференция "Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике. 80-летию БНГФ посвящается" ОАО "Башнефтегеофизика" (Уфа, 2012).

- XIX научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2013).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 10 научных статьях, в том числе 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Она изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 52 рисунка, 18 таблиц и список использованных источников из 98 наименований.

Разработка, опробование и внедрение аппаратно-методического комплекса были бы невозможны без консультаций, помощи и критических замечаний со

стороны ученых и производственников В.И. Дворкина, P.A. Валиуллина, [A.C.

Ахметова], K.P. Ахметова, А.П. Яковлева, Д.Н. Крючатова, Э.Р. Байбурина, Д.Р. Шакурова, В.Н. Служаева, P.C. Краснова, A.A. Казарина, P.P. Хайретдинова, Л.Ф. Усмановой, P.M. Мунасипова, М.В. Семеновой и многих других, которым автор выражает свою благодарность.

Автор выражает искреннюю благодарность и особую признательность научному руководителю работы Г.А. Белышеву за неоценимую помощь и поддержку при работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлена цель и сформулированы задачи исследования, научная новизна, защищаемые научные положения и показана практическая значимость.

Первая глава посвящена анализу движения многофазного потока на горизонтальном участке скважины. Рассмотрена отечественная и зарубежная аппаратура для исследования горизонтальных скважин, выявлены ее особенности и недостатки. Исследованы принципы действия и конструктивные особенности известных диэлькометрических влагомеров. Выявлены недостатки влагомеров, применяемых в аппаратуре АГАТ-КГ42.

Важнейшая особенность горизонтальной скважины заключается в расслоении потока флюида на фазы с разными физическими и химическими свойствами, что обусловливает появление газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок в горизонтальном стволе, имеющем синусоидальный профиль.

На любой мельчайший объем потока ДУ действуют сила тяжести и сила трения между фазами и стенками колонны. Сила тяжести, действующая на мельчайший объем, обусловливает расслоение потока на фазы с различной плотностью. Разделение потока на фазы происходит достаточно быстро, так как перемещение ДУ по вертикали, вследствие различия плотностей, ограничено внутренним диаметром колонны. В дальнейшем слоистая структура потока сохраняется вплоть до начала вертикального участка скважины. Приток новых порций флюида на участке перфорации вносит несущественные изменения в характер потока и уже на расстояниях более пяти метров от перфорированного участка слоистая структура потока практически полностью восстанавливается. Небольшие отклонения ствола скважины от горизонтали являются причиной возникновения тангенциальной составляющей силы тяжести Рх. Последняя действует на мельчайший объем ДУ и придает ему дополнительное ускорение, направленное в сторону наклона, увеличивая тем самым скорость фазы, к которой принадлежит данный мельчайший объем. При этом наибольшая скорость движения каждой фазы ограничивается силами трения,

возникающими между отдельно взятыми фазами и между фазами и стенкой колонны.

Очевидно, что для осуществления контроля разработки нефтяного или газового пласта, вскрытого горизонтальным стволом, необходимо использование специализированной геофизической аппаратуры. Если в вертикальных добывающих скважинах измерительные преобразователи устанавливаются по оси скважины, то в горизонтальных скважинах необходимо применять конструкцию датчиков, позволяющих оценить физические параметры добываемого флюида, распределенного или перемещающегося периодически по сечению (сканирующие измерения).

Проведен анализ особенностей конструкции аппаратуры отечественного и зарубежного производств, используемой для исследования горизонтальных скважин при контроле разработки месторождений, результаты которого отражает таблица 1.

Все методы определения влажности вещества разделяются на физические, химические, радиоэлектронные и электрические. Очевидно, что в малогабаритной аппаратуре для геофизических исследований скважин предпочтительно применение электрического метода определения влагосодержания. Они основаны на закономерной зависимости некоторых электрических характеристик веществ (удельного сопротивления или проводимости, тангенса угла диэлектрических потерь и диэлектрической проницаемости) от содержания в них воды. Применительно к скважинной аппаратуре принцип работы преобразователей влажности основывается на диэлькометрическом методе, согласно которому определяющей характеристикой является относительная диэлектрическая проницаемость исследуемой среды.

Диэлектрическая проницаемость среды е зависит от состава, содержания в них твердой, жидкой и газообразной фаз, а также от частоты поля и температуры. Для главных породообразующих минералов значения е не велики (4-10); для воды при 20 °С е = 81, а при 100 °С - 55, поэтому диэлектрическая проницаемость пород в большей степени зависит от их водонасыщенности. Для нефти еох„ = 2 - 6, а для нефтенасыщенной породы 6-10.

Таблица 1 - Основные характеристики сканирующей аппаратуры для

исследования горизонтальных скважин

Приборы Решаемые задачи Распределенные датчики Характеристики

FlowScanner 1) Определение многофазного профиля притока 2) Определение скоростей фаз 3) Определение циркуляции флюида 1)6 электрических датчиков 2) 6 оптических датчиков 3) 5 вертушечных расходомеров 1) Макс, рабочая температура 150 °С 2) Макс, рабочее давление 103 МПа 3) Диаметр 27 мм 4) Длина 4,9 м 5) Вес 49 кг

PS Platform В вертикальных, горизонтальных и наклонных скважинах для определения 1) профиля притока 2) контроля разработки 3) получения диагностической информации 1)4 независимых электрических датчика (PFCS) 2) 4 оптических датчика (GHOST) 1) Макс, рабочая температура 150 °С 2) Макс, рабочее давление 103 МПа 3) Длина PFCS 1,57 м, вес 9 кг 4) Длина GHOST 2,16 м, вес 26 кг

MAPS 1) Поиск и определение притока 2) Определение состава и скорости фаз 1) 12 емкостных датчиков 2) 12 микродатчиков сопротивления 3) 6 вертушечных расходомеров 1) Макс, рабочая температура 177 °С 2) Макс, рабочее давление 103 МПа 3) Диаметр 43 мм

КСАТ-ГР.43-120/80 Исследование горизонтальных скважин при контроле разработки 4 емкостных датчика 1) Макс, рабочая температура 120 °С 2) Макс, рабочее давление 80 МПа 3) Диаметр 43 мм 4) Длина 2,43 м

На рис. 1 представлен модуль сканирующего влагомера РВС42, входящий в состав существующей аппаратуры АГАТ-КГ42, особенность которого заключается в распределении четырех диэлькометрических датчиков по периметру колонны.

Датчики влагосодержания располагаются на рычагах модуля РВС42, обеспечивая в раскрытом состоянии сканирование потока флюида по сечению колонны. Измерительный конденсатор образуют центральный стержень датчика и рычаг.

Емкостной сигнал от каждого из датчиков передается в базовую часть модуля по одножильному экранированному проводу марки МС ЭО 26-13, где осуществляется его преобразование.

Рис.1. Модуль четырехрычажного сканирующего влагомера РВС42.

В ходе экспериментальных исследований была выявлена зависимость показаний каналов влагомеров от внешнего давления и температуры. Было установлено, что эта зависимость обусловлена не только изменением свойств материала датчика под действием внешнего давления и температуры, но и изменениями свойств экранированного провода, емкость которого в зависимости от давления становится соизмерима с емкостью измерительного конденсатора. При максимальных температурах (120 °С) и давлениях (40 МПа) дрейф показаний влагомеров составлял в среднем 40-50%, а в некоторых случаях достигал 80-90%.

Для более качественных и информативных исследований многофазных потоков необходимо на основе существующего опыта разработать такую аппаратуру, которая имела бы в своем составе большее количество распределенных датчиков, обладающих лучшими технико-эксплуатационными характеристиками. При этом необходимо сохранить прежние габариты узлов и соединений, а также модуля в целом для уменьшения затрат на разработку, использования уже разработанных комплектующих и облегчения процесса производства конструкторской документации, что в совокупности составляет очень важный экономический аспект.

Во второй главе приведено описание разработанной конструкции шестирычажного сканирующего зонда. Рассмотрены варианты повышения стабильности показаний диэлькометрических влагомеров, выбран и реализован

самый эффективный из них. Описан разработанный комбинированный датчик влагомер-термометр.

В процессе разработки рассматривались два возможных варианта увеличения количества выносных датчиков влагосодержания. Первый вариант предполагал использование шести распределенных по периметру датчиков, а второй - восьми. Конструктивно второй вариант не позволял сохранить в составе сканирующего комплекса канал измерения температуры и канал высокочувствительного расходомера, и, кроме того, надежность и прочность конструкции в целом заметно снижалась. В результате, по совокупности преимуществ и недостатков, было решено разрабатывать сканирующий модуль с шестью распределенными влагомерами. Модуль шестирычажного сканирующего влагомера представлен на рис. 2.

Рис.2. Шестирычажный зонд сканирующего влагомера. 1 - датчик влагосодержания, 2 — рычаг.

В инновационном центре «Технопарк Башкирского государственного университета» проводилось сканирование горизонтальной колонны комплексом разработанной конструкции. Устройство обеспечило сканирование влагосодержания нефти по сечению крутонаклоненной и горизонтальной частей ствола скважины с достаточно высокой точностью.

Для повышения термобаростабильности сканирующих влагомеров был реализован вариант преобразования емкости измерительного конденсатора без использования экранированного провода. Для этого необходимо, чтобы сигнал, передаваемый от датчика, был не емкостным и обладал высокой

помехоустойчивостью к воздействию внешних факторов при передаче в блок электронного преобразования.

Эта задача была решена путем расположения электрической схемы в непосредственной близости от датчика, то есть в каждом из шести рычагов зонда. В результате реализации данного варианта на экспериментальной конструкции дрейф показаний существенно уменьшился.

Несмотря на кажущуюся простоту решения поставленной задачи вариант изменения конструкции датчика с расположением схемы преобразования емкости в непосредственной близости от него сложен и, в первую очередь, из-за ограниченности пространства в рычаге. Установка электронной схемы преобразования емкости предполагает либо увеличение длины рычага, либо уменьшение длины датчика или уплотнительного тербанового колпачка (свечного сальника), то есть требует изменения отработанной конструкции зонда.

Поэтому для решения поставленной задачи был использован объем внутренней полости уплотнительного тербанового колпачка. Миниатюрная плата генератора размерами 4x8 мм располагается внутри защитного кожуха, находящегося в колпачке. Для увеличения надежности конструкции шестирычажного сканирующего комплекса вместо гибкого токопровода была предложена гибкая металлическая трубка, имеющая внешний диаметр 2,5 мм. Для ее использования необходимо было доработать некоторые элементы сложной системы рычагов так, чтобы внешние габариты и размеры дорабатываемых элементов сохранились прежними. Внутри металлической трубки проложены три провода, обеспечивающие работу генератора.

При испытании разработанного шестирычажного сканирующего модуля с высокостабильными влагомерами максимальный дрейф показаний при температуре 120 °С и давлении 60 МПа не превысил 8%.

Для увеличения стабильности работы влагомеров сканирующего модуля при различных температурах фазы был разработан комбинированный датчик влагомер-термометр. Наличие канала термометра в центральном стержне диэлькометрического датчика состава позволяет разработать методику компенсации дрейфов показаний, связанных с изменением диэлектрической проницаемости среды при изменении ее температуры, а также оценивать температуру фазы многофазного потока, в которой находится датчик, то есть оценивать распределение температурного поля по сечению колонны.

В третьей главе приводятся результаты лабораторных и стендовых испытаний разработанного шестирычажного зонда при воздействии давления и температуры. Описаны разработанные методики градуировки влагомеров и компенсации их показаний в зависимости от термобарических условий исследуемой среды.

Тестирование и испытание аппаратуры на лабораторных стендах является неотъемлемой составляющей ее разработки. В связи с этим разработанный сканирующий комплекс прошел испытания по оценке работоспособности и надежности в лабораторных условиях ОАО НПФ «Геофизика» при максимальных рабочих давлениях и температурах.

По результатам испытаний были построены зависимости показаний

Рис.3. Зависимость показаний влагомеров от давления и температуры в испытательной камере.

Из графиков следует, что максимальное отклонение показаний зафиксировано у датчика №2 (кривая зеленого цвета) и составило около 4,9% во всем диапазоне давлений. При этом по всем датчикам максимальные

отклонения показаний наблюдаются в начале диапазона и составляют 1,1-1,8%, которые по мере роста давления снижаются и не превышают 0,7% в конце диапазона, то есть зависимость показаний от давления является нелинейной. С механической точки зрения данная нелинейность объясняется свойствами материала датчика. Изоляционный материал, нанесенный на металлический электрод, выполняющий роль одной из обкладок измерительного конденсатора, обжимается сильнее при начальных давлениях. Другими словами, степень усадки материала датчика на единицу внешнего давления выше при низких начальных давлениях.

Согласно руководству по эксплуатации модуля-прототипа (РВС42) градуировка влагомеров производится по двум точкам (воздух и вода) и пересчет показаний из кодов в условные проценты влагосодержания осуществляется по следующей линейной формуле:

Щ%] = С1 • (УЦкод] - СО) (1)

С использованием коэффициентов перерасчета СО и С1 диапазон изменения кода по каналу (УЬ[код/) приводится к диапазону процентного влагосодержания от 0 до 100%. Нулевым показаниям при данном методе соответствуют показания влагомеров на воздухе, а ста процентам - в воде при комнатной температуре.

Температурная компенсация показаний влагомера комбинированного датчика осуществляется по показаниям измерительного термометра, входящего в его состав. Она также может осуществляться и по показаниям внешнего термометра, входящего в состав сканирующего модуля. Преимущество компенсации каждого датчика влагосодержания по индивидуальному термометру заключается в том, что при различных температурах фаз многофазного потока в горизонтальном стволе компенсация показаний будет более точной.

Методика температурной компенсации заключается в математическом перерасчете показаний каждого из датчиков при изменении температуры среды. Для этого в формулу расчета процентного влагосодержания (1) вводится дополнительный член, являющийся функцией канала измерительного термометра. Таким образом, формула (1) приобретает следующий вид:

Щ%] = С1 ■ (Щкод] - СО) + С2((["С] - СЗ) (2)

В связи с нелинейностью зависимости показаний влагомеров от давления для введения компенсации показаний датчиков необходимо выбрать нелинейную функцию. В качестве последней используется функция натурального логарифма, аргументом которой является внешнее давление. Таким образом, в формулу (2) добавляется дополнительный член, являющийся функцией измерительного канала манометра. Формула для расчета процентного влагосодержания принимает вид:

Щ%] = С1 • (уЦкод\ - СО) + С2(г[°С] - СЗ) - С А ■ \п(Р[МПа]) (3)

Разработанная методика градуировки влагомеров состоит из нескольких этапов. На первом этапе определяются коэффициенты СО и С1. На втором -коэффициенты температурной компенсации С2 и СЗ, зависящие от величины температурных дрейфов показаний влагомеров в единицах процентного влагосодержания, рассчитанного с помощью коэффициентов СО и С1. На завершающем этапе градуировки определяется коэффициент С4, зависящий от величины дрейфов показаний влагомеров, обусловленных изменением давления.

Для оценки эффективности комплексной методики компенсации показаний были построены графики зависимости показаний влагомеров от давления и температуры для двух из шести распределенных диэлькометрических датчиков модуля РВС-6В №337, приведенные на рис. 4.

Рис.4. Зависимость показаний влагомеров модуля РВС-6В №337 от давления

при температуре 100 °С.

На представленных диаграммах кривыми зеленого цвета изображены графики зависимости показаний датчиков влагосодержания, скомпенсированные по температуре; кривыми красного цвета - значения показаний датчиков, скомпенсированные по температуре и по давлению. Очевидно, что показания, скомпенсированные и по температуре, и по давлению наиболее близки к 100%-ному влагосодержанию во всем диапазоне давлений.

При отдельном использовании методики температурной компенсации дрейфы показаний датчиков составляют 3,8 и 4,5%. При использовании комплексной методики компенсации показаний максимальные дрейфы не превышают 2,7%.

На рис.5 приведена часть диаграммы, записанной при испытании прибора АГАТ-КГ42-6В №359, соответствующая наибольшей температуре и давлению в камере.

Температура и давление в камере составляют 120,89 °С и 61,96 МПа соответственно (канал РВС_ВЧТ и канал ПМ_Р). Показания шести распределенных влагомеров приведены по каналам РВС_Вл1... РВС Влб. В данном испытании использовалась разработанная комплексная методика компенсации показаний по температуре и давлению. Максимальное отклонение от 100%-ного влагосодержания наблюдалось у датчика №4 и составило 1,85%.

Рис.5. Данные испытания прибора АГАТ-КГ42-6В №359 по температуре и

давлению.

На рис.6 приведены зависимости выходного сигнала датчика влагомера от температуры для четырех сред. Поскольку в каждой из них датчик имеет одинаковый угол наклона зависимостей показаний от температуры, использование методики компенсации показаний при помощи коэффициентов С2 и СЗ, рассчитанных по показаниям в воде, позволит получить хорошие результаты в каждой из сред.

10 20 30 40 50 60 70

Температура, град

Рис.6. Зависимость выходного сигнала влагомера от температуры в различных средах.

В четвертой главе приведены результаты опробования и промышленного внедрения разработанного аппаратно-методического комплекса.

Разработанный шестирычажный сканирующий влагомер после успешных лабораторных, стендовых и скважинных испытаний широко применяется для исследования горизонтальных скважин при контроле разработки нефтяных месторождений на территории РФ и Ближнего Зарубежья. Шесть распределенных датчиков влагосодержания, высокочувствительный термометр и расходомер входят в состав модуля РВС-6В, который совместно с модулем привязки ПМ42-М2 образует комплексный прибор для исследования горизонтальных скважин АГАТ-КГ42-6В.

В период с 2010 по 2013 гг. было внедрено в работу 28 новых и модернизировано 6 комплексных приборов АГАТ-КГ42-6В. В каждом из выпущенных и модернизированных приборов применяется методика

температурной компенсации показаний и разработанная методика градуировки влагомеров.

В августе 2012 г. была исследована добывающая скважина № XXX Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Цель исследования заключалась в определении профиля притока. Исследования проводились в работающей, остановленной и вновь запущенной в работу скважине.

По результатам исследований был построен обзорный планшет, часть которого приведена на рис. 7. На каждом из трех режимов исследования скважины был построен ее профиль по показаниям сканирующего влагомера. В нижней части рисунка изображена траектория скважины, построенная по результатам инклинометрии (голубая широкая полоса). Скважина имеет синусоидальный профиль. По показаниям влагомеров нижние части синусоидального профиля заполнены водой. Наличие воды в нижних частях профиля также отображают показания резистивиметра. Необходимо отметить, что в работающей скважине застойная вода смещается в сторону меньших глубин, что отчетливо фиксируется методами состава (колонки РЕЗ и ВЛГ).

ЩМДЯ!

Глубина м

Рис.7. Исследование скважины № XXX Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения: 1 - работающая, 2 - остановленная, 3 - запущенная в работу скважина.

В сентябре 2012 г. была исследована добывающая скважина № УУУ Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Цель исследования заключалась в определении интервала и профиля притока газа. Исследования проводились в работающей и остановленной скважине.

По результатам исследований был построен также обзорный планшет, часть которого приведена на рис. 8.

Рис.8. Исследование скважины № УУУ Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения: 1 - остановленная, 2 - работающая

скважина.

Профиль горизонтального участка скважины построен для трех режимов исследования. Согласно приведенным данным при смене режимов работы скважины происходит перераспределение многофазного потока, что было зафиксировано распределенными датчиками влагомеров. В работающей скважине водяная фаза, двигающаяся по нижней образующей колонны, фиксируется сканирующим влагомеров на меньших глубинах, чем в остановленной скважине.

В сентябре 2013 г. была исследована наклонно направленная скважина № ЪЪЪ, куст Ъ Ванкорского месторождения. Цель исследования заключалась в оценке технического состояния эксплуатационной колонны, определении общего и поинтервального притока на двух режимах.

На первом режиме исследования буферное давление составляло Рбуф =12 МПа, забойное давление Рзаб. = 18,2 МПа, забойная температура Тзаб. = 55,3 °С, на глубине 3120 м. Данные профиля притока приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Профиль притока на первом режиме(Рбуф = 12 МПа).

Пласт % Работающие интервалы Общий приток по интервалам Приток нефти по интервалам Приток газа по интервалам Приток волы по интервалам

Кровля Полошва Мощность

и м и мЗ/сут % мЗ/сут СКВ. мЗ/сут ПОВ. мЗ/сут СКВ. мЗ гут пов. мЗ/сут СКВ. мЗ/сут пов.

XXX 1 3261 3263 2 624.52 65.56 0 0 624.52 140000 0 0

2 3263.5 3266 2.5 318.07 33.38 136.28 105.63 181.78 52200 0 0

3 3292.4 3297 4.6 10.07 1.06 1.92 1.49 0 191.3 8 15 8.09

Всего 9.1 952.66 100.00 138.! 107.12 806.3 192391.30 8.15 8.09

На втором режиме при меньшем буферном давлении (Рбуф = 11 МПа) и, соответственно, меньшем давлении на забое скважины приток всех трех фаз увеличился. Приток газа увеличился с 192391,30 до 241232,20 м3/сут, нефти - с 107,12 - 138,25 м3/сут, воды - с 8,09 - 16,32 м3/сут, в поверхностных условиях.

Количественный приток каждой из фаз удалось определить по результатам обработки материалов механической расходометрии, то есть наличие измерительного канала высокочувствительного расходомера в составе сканирующего модуля существенно увеличивает информативность исследования.

На рис. 9 приведена увеличенная часть сводной диаграммы в интервале перфорации. По показаниям распределенных датчиков влагомеров был построен профиль притока для каждого из режимов исследования, изображенный в колонках «объемный влагомер». В обозначенных в таблице 2 рабочих интервалах 1 и 2 наблюдается приток газа и нефти в колонну (красные и желтые участки профиля). Важно отметить, что по показаниям сканирующих влагомеров четко отмечаются изменения в режимах работы, то есть на профиле притока четко отображаются увеличение притока нефти и газа в ствол скважины, а также смещение границы обводненности скважины при снижении давления в ней.

3260 2722 е

3270 2729 е

3280 272»«

3290

2731 7

: И 15 К "5100

II 15 50 "5100

>6у«-120,1Ювт>

о 6 !Тго

ОМЧЯ2

з « -5 Тгс

1

3

1 режин

...

0 «40 »¡>01200

О »40 »401200

2 режим

2<м «до еоо

~13о «401200

»401200

Рис. 9. Исследования скважины №ZZZ в интервале перфорации.

Приведенная информация по исследованию скважины позволяет сделать следующий вывод. Наличие измерительного канала высокочувствительного расходомера в составе разработанного зонда позволяет количественно определять увеличение или уменьшение скорости притока в ствол скважины в каждом рабочем интервале. Определить влагосодержание притекающей в ствол фазы в отдельно взятом интервале позволяют распределенные высокостабильные датчики влагосодержания. Комплексный анализ и обработка полученной первичной информации позволяет получить количественную оценку притока каждой из фаз (газ, вода, нефть) в каждом отдельно взятом интервале, то есть определить фазовый расход.

Основные выводы

1. Проведен анализ особенностей течения многофазного потока в горизонтальной скважине и обзор возможностей существующей аппаратуры, применяемой при контроле разработки. Показано, что для решения поставленной задачи при исследовании добывающих горизонтальных скважин необходимо использовать пространственное распределение датчиков по сечению колонны.

2. Разработан шестирычажный сканирующий модуль с распределенными высокостабильными диэлькометрическими влагомерами, максимальный дрейф которых при воздействии температуры (120 °С) и давления (60 МПа) не превышает 8%.

3. Разработана комплексная методика компенсации показаний сканирующих влагомеров, применение которой позволяет уменьшить их максимальный дрейф до 4%, что существенно расширяет методические возможности аппаратуры и позволяет более однозначно и достоверно интерпретировать данные геофизических исследований скважин.

4. Разработана методика градуировки влагомеров, используемая для определения расчетных коэффициентов процентного влагосодержания и применяемая при выпуске новой и модернизации ранее выпущенной аппаратуры.

5. Применение разработанного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров в процессе контроля разработки месторождений подтвердило факт расслоения потока флюидов на фазы на горизонтальном участке ствола, образования зон застойной воды и газовых шапок и перераспределения течения фаз при различных режимах работы добывающих скважин.

6. Комплексное сочетание пространственно распределенных высокостабильных влагомеров и высокочувствительного измерительного расходомера позволяет количественно оценить поинтервальный фазовый расход.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

1. Семенов К.В. Совершенствование технико-эксплуатационных характеристик приборов АГАТ-КГ42-6В и АГАТ-КГ42-СТВ6 / Г.А. Белышев, К.В. Семенов // НТВ Каротажник. - 2012. - № 222. - С.133-143.

2. Семенов К.В. Усовершенствование методики градуировки емкостных датчиков модуля расходомера РВС-6В / К.В. Семенов // НТВ Каротажник. -2013. -№226,-С.89-98.

3. Семенов К.В. Модернизация приборов АГАТ-КГ42-6В и АГАТ-КГ42-СТВ6 для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / К.В. Семенов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - №3. - С.386-396. в других изданиях:

4. Семенов К.В. Современные комплексные сканирующие системы для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / К.В. Семенов, Г.А. Белышев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов.

- Уфа, 2011. - № 8. - С.91-96.

5. Семенов К.В. Сканирующие аппаратно-программные комплексы для исследования эксплуатационных горизонтальных скважин / Г.А. Белышев, A.C. Ахметов, К.В. Семенов, М.А. Ахметов // Тезисы докладов XII научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» - Уфа, 25 мая 2011. - Уфа, 2011 - С.31-32.

6. Семенов К.В. Исследование показаний емкостных датчиков влажности модуля РВС-6В в различных средах / К.В. Семенов, Г.А. Белышев // Сборник докладов VII научно-практической конференции. 80-летию БНГФ посвящается.

— 2012. - С.196-203.

7. Семенов К.В. Испытания датчиков влажности сканирующего влагомера РВС-6В на термобаростабильность / К.В. Семенов, Г.А, Белышев // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Экономика и управление.

Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2012. - № 9. -С.137-144.

8. Семенов К.В. Сканирующая аппаратура с универсальной телеметрической системой АГАТ-КГ-42-6ВУ / Г.А. Белышев, М.А. Ахметов, К.В. Семенов // Тезисы докладов XIX научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» - Уфа, 22 мая 2013. -Уфа, 2013 - С.30-36.

9. Семенов К.В. Методика температурной компенсации показаний сканирующих влагомеров модуля РВС-6В / К.В. Семенов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2013. -№ 10. - С. 167-174.

10. Семенов К.В. Методические вопросы исследования емкостных датчиков влажности модуля РВС-6В в различных средах / Г.А. Белышев, К.В. Семенов // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2013. - № 10. - С.175-185.

Подписано в печать 01/11/13. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать ризографическая. ТираЮО экз. Заказ 1167 Гарнитура «ТнпезЫелуКотап». Отпечатано в типографии «ПЕЧАТНЫЙ ДОМЪ» ИП ВЕРКО. Объем 1 пл. Уфа, Карла Маркса 12 корп. 5. т/ф: 8(347) 27-27-600, 27-29-123

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Семенов, Кирилл Валерьевич, Уфа

ОАО НПФ «ГЕОФИЗИКА»

На правах рукописи

04201 45^6С

СЕМЕНОВ КИРИЛЛ ВАЛЕРЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ СКАНИРУЮЩЕГО ВЛАГОМЕРА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ДОБЫВАЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

25.00.10. - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук Белышев Григорий Алексеевич

Уфа-2013

СОДЕРЖАНИЕ

Введение................................................................................5

Глава 1. Особенности движения многофазного потока флюидов в горизонтальной скважине и специфика современной аппаратуры для их исследования. Принцип действия и недостатки скважинных сканирующих влагомеров....................................................................................11

1.1 Физическое обоснование расслоения потока флюидов на отдельные фазы на горизонтальном участке скважины....................11

1.2 Современная сканирующая аппаратура для исследования горизонтальных скважин..........................................................15

1.2.1 Система геофизических исследований в эксплуатационных горизонтальных и наклонных скважинах Flow Scanner компании Schlumberger................................./......................................16

1.2.2 Комплекс аппаратуры промыслового каротажа PS Platform компании Schlumberger..........................................................18

1.2.3 Промысловый комплекс из нескольких зондов MAPS

компании Sondex.................................................................20

1.2.4. Комплексная скважинная аппаратура для горизонтальных скважин КСАТ-ГР.43-120/80 компании Геотрон...........................24

1.3 Исследование принципов действия и конструктивных особенностей датчиков влагосодержания.....................................27

1.4 Особенности и недостатки работы диэлькометрических датчиков

применительно к аппаратуре АГАТ-КГ42....................................31

Выводы по главе 1..................................................................36

Глава 2. Разработка сканирующего аппаратного комплекса и принципов преобразования и повышения качества первичной информации.................................................................................37

2.1 Определение основ и отличительных особенностей сканирующего комплекса.............................................................................37

2.2 Анализ причин нестабильности показаний влагомеров.

Способы их устранения..............................................................44

2.3 Внедрение наиболее эффективного способа повышения стабильности в разработанный шестирычажный модуль..................52

2.4 Разработка комбинированного датчика влагомер-термометр........61

Выводы по главе 2...................................................................65

Глава 3. Лабораторные и стендовые исследования технико-

эксплуатационных характеристик разработанного сканирующего комплекса. Методика градуировки влагомеров.....................................................66

3.1 Исследования работоспособности сканирующего комплекса при воздействии давления и температуры...................../....................66

3.2 Методика температурной компенсации показаний сканирующих влагомеров...........................................................................72

3.3 Лабораторные исследования скомпенсированных по температуре датчиков влагомеров...............................................................76

3.4 Методика компенсации показаний сканирующих влагомеров по давлению..............................................................................82

3.5 Исследование работоспособности датчиков влагосодержания в средах с различными диэлектрическими проницаемостями..............87

3.6 Лабораторные исследования работоспособности разработанного сканирующего модуля при предельных температурах и давлениях.....98

3.7 Методика комплексной градуировки диэлькометрических датчиков сканирующего влагомера.........................................................101

Выводы по главе 3..................................................................107

Глава 4. Применение разработанных аппаратных и методических решений в процессе контроля разработки месторождений......................108

4.1 Применение аппаратуры в ОАО «Башнефтегеофизика»...............108

4.2 Применение аппаратуры в ЗАО «БашВзрывТехнологии»...........114

4.3 Применение аппаратуры в ООО «ТНГ-Групп»........................118

4.4 Испытания аппаратуры в тресте «Сургутнефтегеофизика».........121

4.4.1 Испытания на стенде УИСП-ДТ6.2...................................121

4.4.2 Испытания в контрольно-проверочной скважине.................125

Выводы по главе 4..................................................................127

Основные выводы................................................................128

Список использованных источников.......................................129

Приложение 1......................................................................140

Приложение 2......................................................................141

Приложение 3......................................................................142

Приложение 4......................................................................143

Приложение 5......................................................................144

Приложение 6......................................................................145

Приложение 7......................................................................146

Приложение 8......................................................................147

Введение.

Актуальность проблемы.

Современное состояние нефтяной отрасли России характеризуется ежегодным увеличением числа нефтяных и газовых месторождений, переходящих в позднюю стадию разработки, с широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов для поддержания стабильной добычи углеводородного сырья [51, 65, 89]. Одним из вторичных методов является применение горизонтальных стволов (ГС), боковых горизонтальных стволов (БГС), использование пологих и наклонных скважин, позволяющих вскрыть одновременно несколько пластов [51].

За последние несколько десятилетий количество пробуренных во всем мире горизонтальных скважин существенно возросло. Основным преимуществом горизонтальной скважины является увеличение поверхности контакта с коллектором, что обеспечивает увеличение темпов отбора и количества извлекаемых запасов; уменьшение себестоимости добычи; снижение количества платформ и скважин при разработке месторождений на шельфе морей [42, 48, 64, 89]. Эти преимущества можно получить и при повторном использовании ранее пробуренных скважин с заканчиванием их горизонтальными участками.

Важнейшая особенность горизонтальной скважины, имеющей синусоидальный профиль, заключается в расслоении потока флюида на фазы с разными физическими и химическими свойствами [4, 5, 9, 14, 15, 90], что обусловливает появление газовых (в верхней части) и водяных (в нижней части) пробок.

Система разработки любого месторождения, запроектированная и осуществляемая, должна отвечать критерию рациональности, изменяющемуся в соответствии с этапами развития страны [2, 25, 50]. Но в любом случае критерий рациональности включает в себя увеличение нефтеотдачи пластов, учет сроков окупаемости затрат на освоение месторождения и соблюдение правил охраны недр и окружающей среды. В

связи с этим необходимо осуществлять постоянный контроль разработки месторождения путем сбора, обработки и обобщения первичной информации о залежи с целью получения достоверных сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки, что достигается применением комплекса геофизических исследований в действующих и контрольных скважинах [11, 30].

Очевидно, что для осуществления контроля разработки нефтяного или газового пласта, вскрытого горизонтальным стволом, необходимо использование специализированной геофизической аппаратуры.

Анализируя состояния проблемы исследования многофазного потока, R. С. Cold, S. G. Simmons (BP Intl.Ltd) в своей публикации (Journal of Petroleum Technology. 1984. Vol. 36. №12) пришли к выводу о необходимости объединения усилий мирового интеллектуального потенциала для ее решения, поскольку существующие на тот день решения устарели, так как не отвечают требуемой точности и однозначности измерений.

В работах [4, 9, 14, 15, 55, 56, 64, 80, 89] показано, что применение традиционных подходов при исследовании горизонтальных скважин мало эффективно и необходима разработка специализированной геофизической аппаратуры сканирующего типа для осуществления контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.

Цель диссертационной работы - разработка эффективного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров, обладающего высокостабильными технико-эксплуатационными характеристиками для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Объект исследования - аппаратура сканирующего типа для исследования добывающих горизонтальных скважин.

Предмет исследования - характеристики сканирующих скважинных влагомеров: стабильность показаний в зависимости от условий эксплуатации, разрешающая способность и методика их градуировки.

I ' i I i, I 'l ■ 1 1 li '

»inV'i , гУ ' TjW

Основные задачи диссертационной работы

1. Обзор существующей аппаратуры для исследования горизонтальных скважин в процессе контроля разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ процессов течения многофазного потока на горизонтальном участке скважины.

3. Исследование термобаростабильности показаний сканирующего влагомера аппаратуры АГАТ-КГ42 во всем диапазоне рабочих давлений и температур.

4. Разработка сканирующего комплекса высокостабильных диэлькометрических влагомеров, позволяющего с высокой степенью точности исследовать многофазный поток на горизонтальном участке скважины.

5. Разработка комбинированного датчика влагомер-термометр с целью обеспечения возможности введения температурной компенсации показаний датчиков и расширения функциональных и методических возможностей разработанного комплекса.

6. Разработка методики градуировки скважинных влагомеров.

7. Внедрение разработанного аппаратно-методического комплекса сканирующих влагомеров.

Методы исследования

Поставленные задачи решались с применением знаний о принципах действия скважинных влагомеров, существующей сканирующей аппаратуры, макетирования и разработок технических и методических средств. На этапе выявления недостатков существующих влагомеров использовались методы анализа и сравнения. На этапе разработки комбинированного датчика влагомер-термометр использовались методы наблюдения, сравнения и эксперимента. На этапе внедрения разработанного датчика и методики его градуировки использовались методы экспериментальных исследований, связанные с соблюдением принципа автомодельности лабораторных и пластовых условий.

Научная новизна

1. Впервые разработан шестирычажный сканирующий комплекс высокостабильных диэлькометрических влагомеров, оптимально сочетаемых с высокочувствительным расходомером и термометром, обеспечивающий получение достоверной информации о местоположениях зон застойной воды и газовых шапок, перераспределении фаз в потоке и поинтервальном фазовом расходе при различных режимах работы скважины.

2. Впервые, применительно к отечественной аппаратуре сканирующего типа, разработан комбинированный датчик, сочетающий диэлькометрический влагомер и измерительный термометр, позволяющий одновременно оценивать распределение температурного поля по сечению колонны и компенсировать дрейфы показаний датчика состава, связанные с изменением диэлектрической проницаемости исследуемой среды при изменении ее температуры.

3. Разработана комплексная методика компенсации показаний влагомеров в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине, использование которой позволяет уменьшить дрейфы влагомеров до 4% и существенно расширить методические возможности разработанного модуля.

Основные защищаемые положения

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс, включающий шесть высокостабильных диэлькометрических влагомеров, распределенных по сечению колонны и измерительные каналы высокочувствительного расходомера и термометра, обеспечивающий повышение информативности и качества исследований многофазного потока в горизонтальной скважине.

2. Разработанная комплексная методика компенсации показаний в зависимости от термобарических условий в исследуемой скважине и ее применение при обработке первичной информации.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

обеспечивается сопоставимостью лабораторных и стендовых испытаний, широким внедрением и использованием в ведущих геофизических предприятиях.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработанный шестирычажный сканирующий комплекс для исследования горизонтальных скважин имеет лучшие количественные и качественные характеристики по сравнению с аналогичной аппаратурой, выпускаемой прежде ОАО НПФ «Геофизика», что делает его более востребованным и конкурентоспособным на Российском рынке геофизического оборудования.

2. Разработанный аппаратно-методический комплекс используется в ОАО «Башнефтегеофизика», ООО «ТНГ-Ижгеофизсервис», ЗАО «БашВзрывТехнологии», ОАО «КогалымНефтеГеофизика» ОАО «Сургутнефтегаз», на Ванкорском, Ново-Пурпейском, Ватьеганском, Верхнечонском, Федоровском и других месторождениях.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе особенностей потоков в горизонтальных скважинах и аппаратуры для их исследования; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанного аппаратно-методического комплекса.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:

- XVII научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2011).

- VII молодежная научно-практическая конференция "Инновационные технологии в промысловой геологии и геофизике. 80-летию БНГФ посвящается" ОАО "Башнефтегеофизика" (Уфа, 2012).

- XIX научно-практическая конференция "Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин" ОАО НПФ "Геофизика" (Уфа, 2013).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 10 научных статьях, в том числе 3 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Она изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 52 рисунка, 18 таблиц и список использованных источников из 98 наименований.

Разработка, опробование и внедрение аппаратно-методического комплекса были бы невозможны без консультаций, помощи и критических замечаний со стороны ученых и производственников В.И. Дворкина, P.A.

Валиуллина, (A.C. Ахметова], K.P. Ахметова, А.П. Яковлева, Д.Н. Крючатова, Э.Р. Байбурина, Д.Р. Шакурова, В.Н. Служаева, P.C. Краснова, A.A. Казарина, P.P. Хайретдинова, Л.Ф. Усмановой, P.M. Мунасипова, М.В. Семеновой и многих других, которым автор выражает свою благодарность.

Автор выражает искреннюю благодарность и особую признательность научному руководителю работы Г.А. Белышеву за неоценимую помощь и поддержку при работе над диссертацией.

и

Глава 1. Особенности движения многофазного потока флюидов в горизонтальной скважине и специфика современной аппаратуры для их исследования. Принцип действия и недостатки скважинных сканирующих влагомеров.

1.1 Физическое обоснование расслоения потока флюидов на отдельные фазы на горизонтальном участке скважины.

Движение потока, состоящего из нескольких фаз, на горизонтальном участке скважины имеет ряд принципиальных отличий от характера течения данного потока на вертикальном участке, связанных с расслоением потока на фазы под действием гравитационных сил [4, 9, 14, 15, 42, 90]. Для более детального понимания этого явления необходимо рассмотреть основные законы формирования многофазного потока с точки зрения физики применительно к горизонтальному участку скважины. Необходимо отметить, что горизонтальный участок скважины не является в чистом виде идеально горизонтальным, а имеет ряд перегибов с отрицательными и положительными углами наклона, т.е. имеет синусоидальную форму. На любой мельчайший объем потока АУ действуют сила тяжести и сила трения между фазами и стенками колонны.

Сила тяжести, действующая на мельчайший объем, обусловливает расслоение потока на фазы с различной плотностью. Разделение потока на фазы происходит достаточно быстро, так как перемещение АУ по вертикали, вследствие различия плотностей, ограничено внутренним диаметром колонны. В дальнейшем слоистая структура потока сохраняется вплоть до начала вертикального участка скважины. Приток новых порций флюида на участке перфорации вносит несущественные изменения на характер потока и уже на расстояниях более пяти метров от перфорированного участка слоистая структура потока практически полностью восстанавливается. Небольшие отклонения ствола скважины от горизонтали являются причиной

возникновения тангенциальной составляющей силы тяжести Рх. Последняя действует на мельчайший объем АУ и придает ему дополнительное ускорение, направленное в сторону наклона, увеличивая тем самым скорость фазы, к которой принадлежит данный мельчайший объем. При этом наибольшая скорость движения каждой фазы ограничивается си�