Экспериментальное исследование многофазных потоков на модели горизонтальной скважины

• Автор: Яруллин, Айрат Рашидович
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 141 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ВЫБОР ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО СТЕНДА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОФАЗНЫХ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ, ХАРАКТЕРНЫХ ДЛЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
1Л. Конструктивные особенности гидродинамического стенда для исследования многофазных потоков в условиях горизонтального

ствола скважины
1.2. Системы измерения и контроля параметров гидродинамического
эксперимента

1.2Л. Система подачи и контроля расхода рабочих флюидов
1.2.2. Система протяжки и позиционирования приборов САППА
1.2.3. Вертикально-наклонный модуль для исследования реакции геофизической аппаратуры на отклонение от вертикали и состав набегающего флюида
1.2.4. Основные метрологические параметры, воспроизводимые
стендом
ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА И ТЕСТИРОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ
ДАТЧИКОВ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОФАЗНЫХ ПОТОКОВ
2.1 Датчики состава
2.2. Датчики локальной скорости потока
2.3. Конструктивные особенности термоанемометра прямого подогрева
и схема измерения
ГЛАВА 3. СТЕНДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МНОГОФАЗНЫХ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ПОТОКОВ
3.1. Исследование эффекта термогравитационного расслоения в однофазном потоке
3.1.1. Оценка распределения линейной и вертикальной составляющей потока

3.1.2. Температурное поле однофазного потока в интервале перфорационных отверстий
3.1.3. Температурное поле в потоке при наличии внешнего источника
тепла
3.2. Двухфазный неизотермический поток
3.2.1. Исследование распределения температуры и локальной скорости
фаз в неизотермическом двухфазном потоке
ГЛАВА 4. ТЕСТИРОВАНИЕ СКВАЖИННОЙ АППАРАТУРЫ В УСЛОВИЯХ МНОГОФАЗНОГО НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОГО ПОТОКА
4.1. Тестирование скважинной аппаратуры в условиях многофазного линейного потока в вертикальной, наклонной и горизонтальной скважине
4.2. Тестирование скважинной аппаратуры в зоне смешения многофазного потока в интервале фильтра
4.3. Программа комплексных испытаний скважинной аппаратуры в
условиях неизотермического многофазного потока
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы.
Бурение горизонтальных скважин признано в нефтяной отрасли как один из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. При этом горизонтальные скважины применяются не только на новых, но и на старых месторождениях с высокой степенью обводнения продукции и низкими пластовыми давлениями. Практика нефтедобычи показала, что эффективность выработки месторождений определятся информативностью и достоверностью методов контроля за работой пластов и скважины, где ведущая роль геофизических исследований неоспорима. Однако опыт первых исследований горизонтальных скважин свидетельствует о том, что переносить технологии геофизических исследований и алгоритмы интерпретации, хорошо отработанные в вертикальных скважинах, на горизонтальные нельзя. Важнейшие элементы технологии, определяющие эффективность промысловогеофизических исследований (ГТГИ) действующих горизонтальных скважин, -способы доставки скважинной аппаратуры в горизонтальный ствол; аппаратный комплекс, включающий набор регистрирующих модулей и конструкцию скважинного прибора; интерпретационные критерии и правила, используемые при анализе результатов ГТГИ.
В настоящее время на практике отработаны и успешно применяются различные технологические комплексы по доставке скважинной аппаратуры в горизонтальный ствол для проведения ГТГИ при контроле работы пласта и скважин. Однако результаты исследований с применением существующих приборов с традиционным набором датчиков и правил интерпретации данных не обеспечивают полноты решения поставленных задач, в особенности в условиях низких дебитов горизонтальных скважин (до 200 м3/сут) и высокой обводненности продукции (более 75%), что характерно для большинства месторождений РФ. Кроме того, физические процессы, происходящие в высокодебитных действующих горизонтальных скважинах с турбулентными потоками, что описано зарубежными исследователями, существенно

алгоритмах обработки исходного сигнала, получаемого с датчика [31]. При этом по результатам ГИС принимаются необоснованные решения о работающих интервалах пласта, составе притока и фазовом расходе, что искажает истинную картину разработки месторождения.
В данной главе приведены результаты исследований, направленных на разработку и тестирование специальных датчиков, обеспечивающих получение достоверной картины о структуре многофазного потока и его параметрах. Исследования выполнялись на термогидродинамическом стенде в условиях горизонтального расслоенного течения, в наклонных и вертикальных потоках и на специальном ротационном калибраторе, разработанном для сличения метрологических параметров датчиков локальной скорости в жидкостном потоке [110].
2.1 Датчики состава
Исследовательская работа с многофазным потоком невозможна без специального датчика, обеспечивающего идентификацию флюида по составу. В скважинной геофизике традиционно используются локальные датчики состава, работающие по различию электрических свойств флюида: токовые и
индукционные резистивиметры, диэлькометрические датчики водосодержания, оптические датчики газа, гамма-гамма плотномеры [5]. Показана возможность идентификация состава флюида по акустическим свойствам. Однако все эти датчики классифицируются как датчики локальные - реагирующие на состав флюида только в ближней зоне вокруг датчика [63]. Применение большого числа датчиков, распределенных по сечению потока в вертикальной плоскости [86, 99, 109] или по периметру трубы [35, 100], не обеспечивает требуемой точности по количественным параметрам содержания фаз и существенно усложняет конструкцию скважинного прибора. Более того, внедрение в поток множества датчиков приводит к нарушению структуры течения и искажает результат исследования.
Среди наиболее известных российских приборов, рассчитанных на работу в горизонтальных или сильно наклонных скважинах, распределенные датчики