Определение состава флюидов в стволе скважины

Определение состава флюидов в стволе скважины

Сведения о составе жидкостей и газа, поступающих в сква­жину, необходимы для более точной интерпретации данных расходометрии, а в конечном итоге — для повышения эффек­тивности разработки месторождений нефти и газа.

Физические свойства жидкостей (нефти, воды) и газа (электрическое удельное сопротивление, диэлектрическая про­ницаемость, плотность), находящихся в стволах эксплуатацион­ных действующих и остановленных скважин, различны. В ос­нову каждого геофизического метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с по­мощью электрических методов, радиометрии и термометрии. Наиболее широкое распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядер­ные методы, включающие плотностеметрию.

Резистивиметрия позволяет по величие электрического удельного сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Гидрофильная смесь характе­ризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близ­ким к сопротивлению чистой воды, - гидрофобная — весьма вы­соким электрическим сопротивлением, близким к сопротивле­нию нефти.

Для получения кривой удель­ного электрического сопротив­ления флюида по стволу сква­жины используются разистивиметры двух типов — индукцион­ный и одноэлектродный па по­стоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет со­бой две тороидальные катушки, одна из которых является гене­раторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая – измерительная.

Величина э. д. с., регистрируемая измерительной катуш­кой, пропорциональна электропроводности жидкости. Индук­ционный резистивиметр позволяет измерять электропровод­ность жидкости от 0,1 до 30 См/м, с погрешностью не более 5 %. Максимальная рабочая температура 100 °С, давление 30 МПа, диаметр прибора 36 мм, длина 1270 мм.

Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу то­кового метода и используется лишь для качественного опре­деления изменения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидро­фобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивления (рис. 181).

Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80 отн. ед., нефти — от 2 до 4 ед. Повышение содержания воды в нефти и газе существенно по­вышает диэлектрическую проницаемость смесей.

Диэлектрическая проницаемость флюидов измеряется скважинными приборами - диэлектрическими влагомерами. Ди­электрический влагомер представляет собой измерительный КС-генератор, в колебательный контур которого включен из­мерительный проточный конденсатор. Между обкладками кон­денсатора протекает водонефтяная или водогазовая смесь. Су­ществуют пакерные и беспакерные влагомеры (рис. 182, а, б). Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов ис­пользуется скважинный расходомер-влагомер «Кобра-ЗбРВ», имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии 155 мм, и позволяющий устанавливать содержание воды в нефти от 0 до 60 %.

Рекомендуемые материалы

Перед измерениями влагомер градуируют, строя эталонировочный график зависимости частоты f сигнала от процент ного содержания воды в нефти  (рис. 182, в). На влагограмме можно  установить  границу нефти  и  воды  или  их  сме' уменьшению   показаний   при   переходе   от   водоносной к нефтеносной  (см. рис. 168). Данные влагометрии позволяют определить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью 10 %.

Запись влагограммы производится при подъеме прибора со скоростью от 100 до 500 м/ч. Масштаб записи выбирается равным 0,5—1,0 кГц/см.

Плотностеметрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода в его селективной модификации по поглощению гамма-квантов. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. При ограничении энергии изучения сверху величиной 1 МэВ, а снизу —величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка больше фотоэффекта, результаты измерений гамма-гамма-методом отражают плот-ностную характеристику среды.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: по изменению интенсивности гамма-излучения после прохожде­ния гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения,— ГГП-П и по рас­сеянию гамма-квантов окружающей прибор жидкостью -ГГП-Р. Модификация ГГП-П по­зволяет изучать плотность смеси между источником и де­тектором (рис. 183, а), а с по­мощью ГГП-Р получают сред­нюю плотность смеси по всему сечению колонны (рис. 183, б).

Рис.   181.  Определение  интервалов  поступления  воды  и  нефти  в  скважину по комплексу геофизических   методов   (Южный   Мангышлак, месторождение Узень, скв. 1523). / — нефть; 2— вода с нефтью; 3 — интервал перфорации

Рис.  182. Конструкция пакерного (а) и беспакерного (б) влагомеров и эталонировочный график прибора  (в).

/ — измерительный   преобразователь;   2 — центральная   обкладка   датчика;   3 — наружная обкладка датчика; 4—пакер; 5 —обсадная колонна

Рис. 183. Конструкция плотностемеров ГГП-П (а), ГГП-Р (б) и их эталонировочный график (в).