Исследования состава жидкости в колонне

Физические свойства жидкостей (нефть и вода) и газа, находящихся в стволе эксплуатационных скважин, различны. К ним относятся удельное электрическое сопротивление, диэлектрическая проницаемость, плотность флюида. В основу каждого метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с помощью методов электрометрии, радиометрии и термометрии. Наибольшее распространение получили электрические методы, включающие резистивиметрию и влагометрию, и ядерные методы, включающие плотнометрию.

Информацию о составе флюида в колонне используют для выделения интервалов обводнения. При этом допускают, что границы интервалов поступления воды из перфорированного работающего пласта и воды в стволе скважины совпадают. Такие условия бывают при отсутствии притоков из затрубного пространства и застойной воды против изучаемого пласта. От измерительных установок, применяемых для выделения интервалов обводнения, требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны, а содержание воды и нефти в смеси жидкости определялось с точностью не ниже 5%.

- Измерение плотности жидкости в колонне

Плотность жидкости в колонне определяют с помощью гамма-гамма-плотномера. Метод основан на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов. Прибор содержит источник мягкого гамма-излучения с энергией менее 100 кэВ и расположенный на расстоянии 0.3-0.4 м от него индикатор, регистрирующий интенсивность гамма-лучей. Интенсивность источника выбрана такой, чтобы свести к минимуму влияние стенок скважины. Гамма-плотномеры рассчитаны на диапазон изменения плотности жидкости 0.7-1.2*10³кг/м³. Точность измерений соответствует 5%-ной обводненности нефти водой. Для оценки плотности жидкости вычисляют отношение Jgg.изм./Jgg.эт. Значение Jgg.- измеренное, Jgg.эт.- показание прибора при эталонировке (измерение в воде). Для оценки плотности жидкости пользуются номограммой Jgg.изм./Jgg.эт=f(d_ж, С_в) для определения плотности жидкости и содержания воды по диаграмме плотномера.

Плотномер применяется в эксплуатационных скважинах при решении следующих задач: 1) определении плотности жидкости в стволе скважины, 2) выявлении интервалов разгазирования жидкости в эксплуатационных скважинах, 3) выяснении наличия притока жидкости через нарушенные колонны, 4) определении нефтеводораздела в стволе скважины и интервалов обводнения пластов, вскрытых перфорацией, минерализованными и пресными водами.

- Влагометрия

Метод основан на изучении диэлектрической проницаемости жидкости. Диэлектрические свойства – это способность вещества поляризоваться в электромагнитном поле. Для измерения диэлектрических свойств используют электромагнитные поля с частотами в десятки мегагерц, в отличие от измерений проводимости пород, для которых используют электромагнитные поля с частотой около 1 МГц. Использование при интерпретации диэлектрической проницаемости основано на том, что диэлектрическая проницаемость воды составляет 80, а нефти 2-6 относительных единиц, что создает предпосылки для их разделения. Единицы измерений являются относительными, так как используется отношение диэлектрической проницаемости вещества к диэлектрической проницаемости вакуума. (Абсолютные единицы – Фарада на метр).

Для измерения диэлектрической проницаемости используется прибор влагомер, который позволяет измерять содержание нефти и воды в колонне. В приборе применяется генератор синусоидальных колебаний с LC-контуром. В контур включен конденсатор, между обкладками которого проходит исследуемая жидкость. Емкость конденсатора, а следовательно, и частота генератора изменяются в соответствии с изменением величины ε, что фиксируется на кривой влагометрии.

Преимущества влагомеров по сравнению с плотномерами заключается в повышенной чувствительности влагомеров к изменению содержания воды в смеси, а также в безопасности работы с ним из-за отсутствия источника.

Схема прибора выполнена так, что увеличению частоты, регистрируемой на поверхности, отвечает увеличение диэлектрической постоянной исследуемой жидкости. При интерпретации используется параметр:

F1=(F-Fн)/(Fв-Fн),

где F, Fн, Fв – параметры, регистрируемые в исследуемой среде, нефти и воде.

Значение F1 для применяемых приборов пропорционально содержанию воды в изучаемой жидкости. Градуирование влагомеров производится на специальных установках в нефти данного месторождения и в воде при температуре 293К.

-Резистивиметрия

Определение мест притока воды в скважину методом сопротивлений проводится с помощью резистивиметра. При этом используется различие в величинах удельного электрического сопротивления воды, нефти, газа и их смесей. Причем это различие тем сильнее, чем выше минерализация воды.

Показания резистивиметра в сильной степени зависят от характера водонефтяной смеси – структуры потока. Смеси бывают гидрофильные и гидрофобные. Гидрофильная смесь: нефть присутствует в воде в виде капель. Гидрофобная смесь: в нефти в виде капель присутствует вода. Гидрофильная смесь характеризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению чистой воды, гидрофобная – высоким сопротивлением, близким к сопротивлению нефти. Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается увеличением удельного электрического сопротивления и снижением диэлектрической постоянной. Переход отмечается при критическом содержании нефти в воде (30-60%) и соответствует притокам нефти в скважину.

Для получения кривой сопротивления по стволу скважины используется одноэлектродный резистивиметр. Скорость записи кривой 1000м/ч.

1 – кривая, замеренная термокондуктивным дебитомером типа СТД; II – то же, механическим дебитомером; III, IV – термограммы, полученные в работающей и отсановленной скважине.

1 – нефть; 2 – нефть с водой; 3- вода; 4 – интервал перфорации.

Пример выделения работающих интервалов в обсаженной скважине по кривой термодебитомера.1 – работающие участки пласта; 2 – неработающие участки пласта; 3- профиль притока флюида; 4 – вода; 5 – нефть.