§ 50. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. От применяемых для этой цели измерительных глубинных установок требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны. Полученные данные о составе флюидов в стволе скважин служат дополнительными материалами для контроля их технического состояния и разработки нефтяных и газовых месторождений.

Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Эти работы проводятся чаще всего для определения мест притока воды в скважину с помощью резистивиметров. Для исследования фонтанирующих скважин создан одно-электродный резистивиметр, предназначенный для определения в действующих скважинах нефтеводораздела и мест притока в колонну воды различного удельного сопротивления (разной минерализации). Показания резистивиметра сильно зависят от характера водонефтяной смеси, которая может быть гидрофильной (вода образует непрерывную фазу, а нефть присутствует в виде капель) и гидрофобной (вода содержится в нефти в виде капель). Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. Такой переход отмечается при критическом содержании нефти в воде (30—60 %) и может соответствовать притокам нефти в скважину.

Использование резистивиметра в действующей скважине имеет ряд ограничений, связанных с эмульсионной структурой жидкости притока. Этот метод следует рассматривать как вспомогательный, несущий в ряде случаев дополнительную информацию (см. рис. 174).

Влагометрия скважины заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое различие между диэлектрической проницаемостью воды (ε'≈80) и нефти (ε'≈2÷6) (см. гл. III) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера ВГО. Чувствительным элементом такого прибора является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении прибора по скважине протекает исследуемый флюид. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100—500 м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5—1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. Для этого строят график зависимости частоты измеряемого сигнала f от содержания воды; с увеличением содержания воды показания влагомера растут.

В примере выделения заводняемого пласта с использованием влагомера ВГД и расходомера РГД (рис. 178) перфорированы три пласта, общий приток жидкости составлял 360 м3/сут. По показаниям влагомера в интервале нижнего пласта обводненность потока достигала 88 %, снижаясь в пределах верхних пластов до 55%. При проведении ремонтных работ и отключении нижнего обводняющего пласта скважина стала давать безводную нефть с дебитом 200 м3/сут.

К недостаткам влагомеров относятся зависимость результатов измерений от степени дисперсности нефти и воды в скважине, резкое снижение чувствительности к изменению водосодержания в тех случаях, когда водосодержание более 50%, чувствительность ВГД к механическим примесям. Однако, несмотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополнительную информацию при контроле за обводнением перфорированных скважин.

Измерение плотности жидкости в скважине производится с помощью гамма-плотномера (ГГП), основанного на измерении интенсивности поглощения гамма-квантов флюидом, заполняющим скважину (гамма-гамма-каротаж в его селективной модификации, см. § 13).

Прибор содержит источник мягкого гамма-излучателя (препарат 170Тт) с энергией менее 100 кэВ и расположенный на расстоянии 0,3—0,4 м от него индикатор, регистрирующий интенсивность гамма-лучей. При такой интенсивности источника влияние стенок скважины сведено к минимуму. Гамма-плотномеры рассчитаны на диапазон изменения плотности жидкости 0,7—1,2 г/см3. Точность измерений ±0,01 г/см3, что соответствует 5 % -ной обводненности нефти с плотностью 0,8 г/см3 водой плотностью 1 г/см3. Регистрация кривой прибором ГГП производится со скоростью от 50 до 100 м/ч. На кривых, полученных плотномером, переход от воды к нефти отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма-излучения. С помощью градуирования прибора показания интенсивности рассеянного гамма-излучения, зарегистрированные в скважине, переводятся в значения плотности.

Картинка

Плотность жидкости определяют по следующей схеме. По измеренной диаграмме отсчитывают значение Iγγ. Затем вычисляют отношение Iγγ/Iγγ эт, где Iγγ эт — показания прибора при эталонировании (среднее значение из двух измерений, выполненных на пресной воде — δв=1 г/см3, до замера в скважине и после него).

На рис. 179 приведена номограмма Iγγ/Iγγ эт=f(δжСв) Для определения плотности жидкости δж и содержания воды Св в действующей скважине по диаграммам плотномера. Пользование номограммой пояснено линиями и стрелками.

Плотномер применяется в эксплуатационных скважинах при решении следующих задач: 1) определения плотности жидкости в стволе скважины; 2) выявления интервалов разгазирования жидкости в стволе скважины; 3) выяснения наличия притока жидкости через нарушение колонны; 4) определения нефтеводораздела в стволе скважины и интервалов обводнения пластов, вскрытых перфорацией, минерализованными и пресными водами (см. рис. 174).

Кислородный нейтронно-активационный каротаж (КНАК) основан на активации ядер кислорода быстрыми нейтронами, испускаемыми скважинным генератором нейтронов. При активации кислорода 16О в результате ядерной реакции возникает радиоактивный изотоп азота 16N с периодом полураспада Т1/2=7,352 с. Ядро 16N подвергается β-распаду и снова превращается в ядро 16О. Этот процесс влечет за собой излучение γ-квантов с высокой энергией, равной 6,13 и 7,12 МэВ. Нефть и газ представляют собой смесь углеводородов с очень малым содержанием кислорода.

В пластах, цементном кольце и колонне, окружающих скважину, содержание кислорода изменяется в относительно узких пределах, а энергия активированных радиоактивных изотопов, возникающих в этой среде, как и естественного гамма-излучения, обычно не превышает 3 МэВ. В связи с этим по интенсивности жестких гамма-излучений, регистрируемых в скважине, можно судить о концентрации в окружающей среде кислорода, а следовательно, и воды. Малая глубинность метода, радиус которой в воде не превышает 20 см, дает возможность исследовать состав флюида в колонне и в затрубном пространстве; независимость результатов исследований от минерализации воды расширяет возможности метода.

Измерение КНАК комплексируют обычно с одновременным замером ИНГК и определяют параметр η — отношение скорости счета, измеренной КНАК, к скорости счета ИНГК на минимально возможной задержке. Величина параметра η зависит не только от содержания кислорода, но и от скорости и направления движения активизированных ядер относительно индикатора гамма-излучения. В связи с этим для получения количественной зависимости величины η от дебита воды Qв вводится относительный параметр ηотн=η/ηо=f(Qв), где ηо, η — параметры, определяемые соответственно для неподвижной воды и подвижной с дебитом Qв. Для количественной оценки Qв по ηотн строят градуировочный график (рис. 180).

КНАК применяется для решения следующих задач: определения границы подвижной и застойной воды; выделения интервалов притока воды в скважину; выявления интервалов затрубной циркуляции воды.

Картинка

К недостаткам метода относятся: трудность учета влияния окружающих пород; ограниченность диапазона измеряемых дебитов; зависимость показаний метода от состава жидкости, скорости и направления движения жидкости в скважине. Допустимая погрешность измерения при активационном каротаже не должна превышать 3%; регистрация кривой в скважине ведется со скоростью 100—110м/ч.

Комментариев к статье: 1..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)