Особенности интерпретации термокондуктивной расходометрии

 

Для определения профиля притока жидкости из пласта в нефтедобывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах применяются специальные приборы – расходомеры, измеряющие скорость потока жидкости по колонне.

Рис. 16. Схема интерпретации кривой термокондуктивного расходомера:

а – кривая приращения температуры; б – профиль притока; 1-3 – интервалы притока

 

Работа термокондуктивных расходомеров основана на эффекте охлаждения движущимся потоком жидкости резисторного датчика, нагреваемого электрическим током. Температура такого датчика и, следовательно, его электрическое сопротивление зависят от скорости потока. Непосредственно измеряя сопротивление или предварительно преобразуя его изменения в изменения частоты переменного тока, можно судить о движении жидкости, омывающей датчик. Однако интенсивность охлаждения датчика зависит также от типа жидкости (нефть или вода), режима течения и других факторов, что затрудняет применение расходомеров такого типа для количественных определений дебита многофазных жидкостей. Поэтому термокондуктивные расходомеры чаще всего используются как индикаторы притока.

На рис.16 приведена схема интерпретации кривой термокондуктивного расходомера.

Перед проведением измерений прибор градуируется в одинаковых емкостях диаметром 150 мм с неподвижными водой и нефтью. Полученные значения DТ_ОВ и DТ_ОН характеризуют охлаждение датчика в этих жидкостях при скорости их измерения относительно датчика, равной нулю. Третья эталонная точка определяется по результатам измерений в колонне выше самого верхнего отдающего интервала. Эта величина DТ_э.к сопоставляется с суммарным дебитом скважины, определяемым на поверхности в мернике. Так же, как при интерпретации интегральной кривой механического расходометра, участки диаграммы термокондуктивного расходомера с постоянными установившимися значениями DТ_у отвечают интервалам без притока. Наличие притока из какого-либо интервала разреза отмечается на кривой снижением регистрируемых значений, т. е. уменьшением температуры резисторного датчика. Подошва отдающего интервала отмечается по началу спада кривой, кровля – по относительному минимуму кривой перед ее выполаживанием.

На рис. 16а по этой методике выделены три отдающих интервала. В однородной жидкости дебит отдельных интервалов пропорционален величинам DТ (DТ₁; DТ₂; DТ₃), характеризующим изменение температуры датчика. Так как суммарный дебит отдельных интервалов (рис. 16, б). Однако, если жидкость в колонне неоднородна, величины DТ₁ могут неправильно характеризовать соотношения интервальных дебитов, что является недостатком термокондуктивной расходометрии. Преимуществом прибора являются его повышенная чувствительность к небольшим притокам, безотказность, независимость результатов от содержания в жидкости твердых частиц.

 

Контрольные вопросы

1. В чем заключаются особенности интерпретации данных термокондуктивной расходометрии?

2. Каким образом на кривой термокондуктивной расходометрии выделяются интервалы притока?

 

Исследование состава смеси в стволе скважины с помощью

Резистивиметрии

 

Флюиды, которые заполняют стволы работающих или остановленных эксплуатационных скважин, представляют собой смеси нефти, газа, воды и глинистого раствора с преобладанием того или иного компонента. Физические свойства таких смесей изменяются в широких пределах: например, плотность колеблется от 0,1 до 1,4 г/см³, удельное электрическое сопротивление ‑ от 0,01 Ом∙м до ∞, относительная диэлектрическая проницаемость ‑ от 1 до 80 отн. ед. Смеси различаются также по своей структуре. Для водонефтяной и газоводяной смесей характерны две основные структуры потока: гидрофильная смесь (нефть или газ диспергированы в виде капель или пузырьков в воде) и гидрофобная смесь (вода диспергирована в нефти или газе).

Промежуточная структура названа инверсионной. Переход одного типа смеси в другой характеризуется резким изменением физических свойств. На диаграммах эти изменения фиксируются скачком и интерпретируются как водонефтяной раздел (ВНР) или газоводяной раздел (ГВР) в стволе скважины. Эти различия физических свойств флюидов позволяют применить для определения их состава и структуры геофизические методы исследования скважин.

Наибольшее применение в практике работ получили методы резистивиметрии, диэлькометрической влагометрии, гамма-гамма-плотностеметрии, градиент-манометрии и активации нейтронами ядер химических элементов.

Метод резистивиметрии основан на измерении удельного электрического сопротивления или электропроводности флюида, заполняющего ствол скважин. Для этой цели используют одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе при измерении ρ и бесконтактные индукционные резистивиметры при измерении σ.

Применяют следующие масштабы записи диаграмм σ: 0,05 ‑ 0,2 См/м на 1 см при поступлении воды с σ_В < 5 См/м и 0,5 ‑ 2,5 См/м на 1 см при σ_в > 5 См/м. Масштаб глубин 1:200, скорость записи - 400-600 м/ч. В фонтанирующей скважине измерения выполняют при спуске прибора с охватом 10 ‑ 20 м интервала подъемных труб, фильтра и зумпфа до уровня осадка.

Данные индукционной резистивиметрии используют для решения следующих задач:

1) определения положения водонефтяного и газоводяного разделов;

2) разделения смесей на гидрофильные и гидрофобные;

3) установления структуры потока гидрофильной смеси;

4) выделения притоков воды и нефти (газа) в гидрофильную смесь и струйной воды в гидрофобную смесь;

5) выделения инверсивного типа структуры потока.

Резистивиметры предназначены для измерения удельного сопротивления промывочной жидкости вдоль ствола скважины.

 

Рис. 17. Резистивиметр РИС-42: 1 ‑ корпус резистивиметра из термостойкой резины; 2-4 ‑ электроды стальные; 5 – отводы к измерительной схеме из металлокорда

 

Резистивиметры представляют собой зонд малого размера, защищенный от влияния стенки скважины. Резистивиметр, включаемый в состав многоэлектродного зонда БКЗ (рис.17), укрепляется на отрезке кабеля подвесного зонда. Резистивиметр применяют также в качестве отдельного скважинного прибора, работающего, как правило, на трехжильном кабеле. Регистрация диаграмм производится с помощью аппаратуры для измерений обычными зондами электрического каротажа.

Применяется также резистивиметр индукционный скважинный РИС-42, обеспечивающий бесконтактное измерение удельной электрической проводимости жидкости, заполняющей колонны и насосно-компрессорные

трубы эксплуатационных и нагнетательных нефтяных скважин. Он работоспособен в водонефтяных эмульсиях, воде и промывочных жидкостях различной минерализации.

Резистивиметр РИС-42 работает с каротажным кабелем любого типа длиной до 3500 м. Запись результатов измерений осуществляется с помощью наземного пульта и регистратора каротажной станции.

 

Контрольные вопросы

1. Как состав флюида меняет электрическое сопротивление?

2. Какими способами можно измерить состав флюида в скважине?

 

28. Определение состава смеси с помощью гамма ‑ плотностеметрии

 

Для исследования находящегося в колонне флюида, поступающего из пластов в интервалах перфорации и представляющего собой смесь подземных вод, нефти, газа и закачиваемой пресной воды, применяются измерения плотности.

Измерение плотности жидкости основано на оценке поглощения в ней направленного потока гамма – излучения. Для измерений применяется прибор, называемый плотномером, содержащий источник и детектор гамма – излучения.

Пространство между источником и детектором свободно промывается жидкостью. Чаще всего работа производится с источником тулий – 170 (¹⁷⁰Tm), в спектре которого содержится около 90% гамма – квантов с энергией ниже 200 кэВ. Расстояние между источником и детектором, определяющее толщину слоя исследуемой жидкости (длина зонда), равно 30 – 50 см. Направление потока излучения от источника к детектору задается коллиматорами – свинцовыми экранами с отверстиями. Плотность флюида в камере прибора измеряется по интенсивности радиации, регистрируемой детектором. Запись на поверхности ведется по скорости счета (в имп /мин) и затем графически пересчитывается в единицы плотности (г/см³). Между интенсивностью гамма – излучения и плотностью изучаемой среды существует обратная связь. Следовательно, на кривых плотностеграммы переход от воды к нефти отмечается повышением интенсивности рассеянного гамма – излучения. Приток газа в скважину отмечается по увеличению показаний, полученных прибором, поскольку снижение плотности флюида сопровождается резким возрастанием скорости счета. Верхняя граница газоотдающей зоны определяется по снижению скорости счета прибора, когда скорость счета вновь начинает соответствовать плотностям, характерным для нефти. На рис. 18 показаны конструкция плотностемера (а) и его эталонировочный график (б).

 

Рис. 18. Конструкция плотностемера (а) и его эталонировочный график (б):

1 – датчик, 2 – экран датчика, 3 – фонарь, 4 – счетчик гамма-квантов, 5 – экран источника, 6 – коллиматор; Iγγж, Iγγв – интенсивности рассеянного гамма-излучения

в исследуемой жидкости и воде

 

В некоторых случаях (обычно для технологического контроля) применяются гамма – гамма – плотномеры, измеряющие не прямое, а рассеянное излучение. Это бывает необходимо, например, для изучения состава жидкости в колонне за стенками НКТ, в которых находится прибор. Такой плотномер работает с источником ¹³⁷Cs, излучение не коллимируется, а между источником и детектором помещается экран из свинца. Приборы по поглощению прямого излучения обеспечивают измерение плотности жидкости с точностью до 0,01 г/см³ . Приборы по рассеянному излучению дают в основном качественную характеристику жидкости. Калибровка плотномеров, работающих по прямому излучению, производится в трубах с внутренним диаметром 127 или 146 мм и с герметичным дном при их заполнении пресной водой или нефтью. Для калибровки плотномера по рассеянному излучению используется набор труб, соответствующих по размеру ОК и НКТ, применяемым на данном месторождении.

 

Контрольные вопросы

1. Как измеряется состав флюида с помощью гамма-плотностемера?

2. Какие источники гамм-излучения применяются в плотностемере?