Определение уровня жидкости в скважине

Это определение может быть произведено электрическим или звуко­метрическим (волновым) методами. Уровень жидкости, проводящей электри­ческий ток, в скважине практически определяют с помощью любого электри­ческого метода. До погружения прибора или зонда в жидкость электрическая цепь разомкнута, ток в цепи прибора от­сутствует. Момент погружения отмечают по появлению в цепи электрического тока, что фиксирует измерительный прибор. Помимо этого для определения уровня жидкости в скважине существуют специаль­ные приборы — электрические уровнемеры. Простейший уровнемер (рис. 78) пред­ставляет собой электрод 1, предохраняемый выступами 2 из изолирующего материала от соприкосновения со стенками скважины или с колонной. Если уровнемер находится выше уровня воды, цепь электроды А и В — изме­рительный прибор Г— батарея Б оказывается разомкнутой и стрелка прибора Г не откло­няется (рис. 78, а). Как только электрод схемы электрических попадает в воду, электрическая цепь замы­кается и стрелка измерительного прибора показывает отклонение.

На рис. 78, б приведена схема электрического уровнемера, который может быть использован для определения верхнего уровня как проводящей, так и не проводящей электрический ток жидкости (нефти). При погружении этого уровнемера в жидкость поплавок 3 всплывает и замыкает контакты 4. Измерительный прибор отмечает этот момент по отклонению стрелки.

Для определения уровня жидкости в межтрубном пространстве при спу­щенных в скважину насосно-компрессорных трубках разработаны звуко­метрические (волновые) методы. В частности, по методу В. В. Сныткина с помощью эхометра регистрируется время движения звуковой волны в меж­трубном пространстве.

YIII. МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Геофизические методы контроля

Основную информацию о процессах разработки месторождений залежей нефти получают в результате гидродинамических, геофизических и лабораторных (физико-химических) методов исследования пластов и скважин. Среди этих методов ведущее место при контроле за разработкой нефтяных месторождений занимают геофизические методы, которые являются крупным самостоятельным направлением промысловой геофизики со своей специфической методикой исследований, комплексом методов, аппаратурой и оборудованием. Кроме того, геофизические методы позволяют получить информацию о свойствах пласта-резервуара. Все более широкое применение находят для контроля разработки элементарный анализ поверхностных проб нефти, контроль процесса выработки пластов в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми колоннами.

Задачи геофизических методов контроля разработки

Исходя из условий разработки нефтяных месторождений на современном этапе основными задачами контроля за разработкой геофизическими методами являются:

- исследование состояния заводнения и выработки продуктивных пластов.

- контроль положения ВНК и оценка изменения нефтенасыщенности.

- Определение ВНК и текущего насыщения неперфорированных нефтегазонасыщенных пластов.

- Контроль положения ГНК и оценка изменения газонасыщенности.

- Определение охвата заводнением по толщине пласта.

- Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности.

- Исследование продуктивности и энергетического состояния объектов эксплуатации в добывающих скважинах.

- Распределение отобранной нефти по пластам объекта разработки.

- Определение источника обводнения продукции в интервале объекта разработки.

- Определение пластовой температуры.

- Определение пластовых и забойных давлений.

- Контроль за выработкой пластов добывающих скважин.

- Контроль за работой нагнетательных скважин.

- Определение профилей поглощения, распределения закачиваемой воды по пластам.

- Оценка технического состояния скважин, целостность обсадной колонны, НКТ, герметичности затрубного пространства, состояния забоя.

- Контроль за работой технологического оборудования, определение уровня жидкости в межтрубном пространстве, определение глубины установки оборудования.

Геофизические методы контроля

Геофизические методы контроля разработки можно классифицировать по характеру исследования:

- определение характера насыщенности коллектора- различные модификации нейтронных методов, гамма-каротаж, электрометрия.

- Выделение работающих интервалов, профиля притока (поглощения) – методы потока и состава жидкости в стволе работающей скважины – плотнометрия, резистивиметрия, влагометрия, гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия.

- Оценка качества изоляции заколонного пространства – термометрия, шумометрия.

Нейтронные методы

Используются модификации стационарных и импульсных нейтронных методов, позволяющих проводить измерения в обсаженных скважинах и решать следующие задачи:

- определение положения газонефтяного контакта (ГНК), интервалов прорыва газа, перетоков, разгазирования нефти в пласте и оценке газонасыщенности (НГК-70, НК-Т-50).

- Определение положения водонефтяного контакта ВНК в пластах с высокой минерализацией пластовых вод (150-200 г/л при пористости 20 %) (НГК-50, НК-Т-25-30).

Импульсные нейтронные методы наиболее широко используются для оценки характера насыщенности коллекторов и определения положения ВНК, ГНК. Применяются две модификации импульсных методов – ИННМ – импульсный нейтрон-нейтронный метод, позволяющий изучать временное распределение тепловых нейтронов. ИНГМ – импульсный нейтронно-гамма метод, основанный на изучении временного распределения гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата тепловых нейтронов ядрами атомов, слагающих горную породу. Преимуществами импульсных методов перед стационарными являются – большая глубинность исследования, более высокая чувствительность к хлорсодержанию пород, меньшее влияние скважины на измерения. Эффективность методов при исследовании пластов, не вскрытых перфорацией, составляет 95 %, при определении ВНК в частично перфорированных пластах –45-50 %, при определении обводняющихся перфорированных пластов водами высокой минерализации – 90 % и резко снижается при исследовании скважин, обводняющихся водами низкой минерализации (менее 50 г/л).

Методы состава и притока жидкости в стволе скважины

Эффективность решения отдельных задач при контроле за разработкой действующих скважин с перфорированными пластами повышается при дополнении комплекса исследований измерениями профиля притока (дебитометрией) и методами, основанными на измерении различных физических свойств поступающей жидкости из пласта. С этой целью были разработаны различные малогабаритные приборы для исследования фонтанирующих и глубиннонасосных скважин, позволяющих выделить отдающую часть перфорированной толщины (термоэлектрические индикаторы притока типа СТД-2, СТД-4), а также количественно оценить дебит отдельных пластов и прослоев (механические дебитомеры типа РГД-1М и дрг.) и определить наиболее важные параметры жидкости, поступающей из пластов в скважину – ее плотность (гамма-плотномеры типа ГГП-1М, ГГП-3), диэлектрическую проницаемость (влагомеры типа ВГД-2), вязкость (вибрационный вискозиметр ВВН-2), удельную проводимость (индукционный резистивиметр РИС-42).

Влагометрия

Для выделения интервалов поступления воды в скважину широко применяются влагомеры, принцип действия которых основан на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси LG – генератором, в колебательный контур которого включен измерительный конденсатор проточного типа. Материалы и теоретические расчеты показали, что верхний предел количественного определения влагосодержания ограничивается 50 %. При обводнении свыше 50 % аппаратура позволяет лишь качественно выделять водоотдающие интервалы. Существует две разновидности глубинных влагомеров, обладающих различными методическими возможностями: пакерные и беспакерные влагомеры. В беспакерном приборе через датчик проходит только часть жидкости, движущейся по колонне, поэтому беспакерные влагомеры работают на качественном уровне. В пакерном влагомере через датчик пропускается часть, движущейся по колонне жидкости, что значительно повышает эффективность прибора.

Основным недостатком всех влагомеров является зависимость их показаний от свойств нефти, воды и водонефтяных смесей, которые зависят от температуры, давления, газонасыщения и могут изменяться по площади и толщине даже одного нефтяного горизонта, что при качественной оценке компонентого состава смеси требует проведения больших тарировочных работ по построению градуировочных зависимостей с учетом всех мешающих факторов.

Влагомер локального типа (ВБСТ-2) обладает более высокой чувствительностью к радиальным притокам нефти в колонну обводненной скважины. Эти влагомеры выпускаются диаметром 25 мм и 38 мм и позволяют исследовать фонтанирующие, так и глубинно-насосные скважины через межтрубное пространство при забойных температурах до 150 ⁰С.

Резистивиметрия

Применение резистивиметров основано на измерении электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины, позволяющих выделить гидрофильную (нефть в воде) и гидрофобную (вода в нефти) составляющие и устанавливать положение водонефтяного раздела в скважинах (ВНР).

Исследования индукционным резистивиметром позволяют определить удельную проводимость среды в колонне, положение нефтеводораздела границу перехода гидрофильной среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с различной концентрацией нефти в воде, границы изменения минерализации воды в колонне. Полученная информация обеспечивает выделение слабых притоков нефти в скважину при содержании воды в колонне более 50 % и определение мест поступления воды в колонну различной минерализации. Учитывая высокую чувствительность метода к небольшим притокам нефти, индукционный резистивиметр следует применять как метод для выявления слабых притоков нефти через «застойную» воду, как индикатор типа эмульсии.

Плотнометрия

Одно из свойств, которое может быть использовано для изучения характера и состава жидкости в скважине является плотность, по величине которой можно с большой точностью судить о соотношении отдельных ее компонент жидкости (нефти, воды) в скважине. Разработанная аппаратура, гамма-плотномера ГГП обеспечивает определение плотности жидкости в стволе действующих скважин с точностью до 0.01 г/см3. Различные конструкции для исследования фонтанирующих (ГГП-1, ГГП-2 диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин через межтрубное пространство (ГГП-3 диаметром 25 мм) в настоящее время применяется в комплексе (с механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД-6Б, термоэлектрическими типа СТД-2, СТД-4) при определении обводненных интервалов перфорированных пластов в условиях любой минерализации пластовых вод.

Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80 %. Однако в условиях низких дебитов пластов, когда образуются «застойные» воды, оказывающей влияние на результаты определения плотности жидкости, поступающей из пласта, интерпретация данных измерений гамма-плотномером становится неоднозначной, а иногда и невозможной.

В скважинах с суммарным дебитом жидкости в исследуемом интервале не ниже 120-160 м3/сут, метод плотнометрии уверенно решает задачу выделения интервалов поступления в скважину воды, нефти. При наличии данных гидродинамического расходомера о количественной оценке поступающей жидкости из интервалов и отсутствии затрубной циркуляции, по результаааатам исследования плотномером можно произвести количественную оценку обводненности работающих интервалов. Эффективность комплекса, который включает плотномер, по выделению интервалов обводнения пластов по этой категории скважин составляет 80-90 %. В скважинах, в которых суммарный дебит жидкости ниже 120 м3/сут, метод беспакерной плотнометрии снижает свою эффективность по выделению обводненного интервала. При данном режиме движения двухкомпонентного потока проявляется эффект «гравитационного» разделения на фазы, в результате чего наблюдается завышение обводненности потока в интервале исследования. Это связано с неоднородностью потока жидкости в колонне и наличием «застойной» воды против исследуемого интервала, через которую они работают. При слабых притоках нефти в «застойную» воду нефть всплывает в виде отдельных включений, которые занимают незначительную площадь в общем сечении колонны. Результаты исследований состава жидкости плотномером в таких условиях получаются искаженными и показывают завышенную обводненность против исследуемого интервала по сравнению с промысловыми данными.

Термометрия

Термометрия действующих скважин (высокочувствительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием НКТ был поднят на 40-50 метров выше кровли верхнего перфорированного пласта. В действующей скважине с квацистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма и несколько термограмм в остановленной скважине. Масштаб записи температуры 0.05 ⁰С/см.

Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы (в действующей скважине обычно на расстоянии 10 м от подошвы нижнего работающего пласта) определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивная дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия).

- диагностика состояния насосно-подъемного оборудования.

- Выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами.

- Определение интрвалов разгазирования и поступления газа.

Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). После регистрации термограмм, не поднимая прибор из интервала исследований проводится первичная оценка качества материала. В качестве критериев используются уровень случайных помех (не должен превышать 0.02 ⁰С) и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть более 0.1 ⁰С по большинству точек, общий характер изменения температуры должен повторяться с высокой точностью). Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.02 ⁰С/см. Измерение температуры в интервале продуктивных пластов проводится на спуске. Скорость движения термометра зависит от постоянной времени датчика. Поскольку постоянная времени, определенная в лабораторных условиях, не всегда совпадает с реальным значением в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час. Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами:

-естественное тепловое поле Земли.

- изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект).

- Эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом.

- Теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами.

 

Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией:

- выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов.

- Выявление заколонных перетоков из неперфорированных пластов.

- Определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны.

Акустические методы

Метод шумометрии предусматривает измерения уровня и спектра акустических шумов, возникающих в скважине при различных термодинамических процессах. Частотный диапазон этих шумов лежит в широком спектре от нескольких десятков герц до сотен кгерц. Шумовое поле, генерируемое турбулентным газожидкостным потоком, воздействует на чувствительный элемент пьезокерамического датчика. Реакцией датчика на звуковое излучение является электрический сигнал, поступающий в электронный блок широкополосного усилителя напряжения, где происходит усиление сигнала до необходимой величины. При средней выбранной чувствительности пьезокерамических датчиков из ЦТС-19 предварительный усилитель напряжения имеет коэффициент усиления Ку>=100, при чем для хорошего согласования входа усилителя с датчиком применена схема токового повторителя, выполненная на полевом транзисторе. Нормальный сигнал по напряжению подается на усилитель мощности. Необходимость усилителя мощности обусловлена тем, что питание глубинного прибора и снятие полезного информационного сигнала происходит по одножильному каротажному кабелю на поверхности.

Исходя из проведенных работ, можно определить область эффективного применения шумометрии для решения следующих промысловых работ:

1. Определение герметичности труб (обсадных колонн, в том числе через НКТ, самих НКТ, для определения факта работы газлифтных клапанов и оценки утечек жидкости из НКТ в ЭЦН и ШГН скважинах).
2. Определение герметичности заколонного пространства вблизи вскрытого фильтра (ОГЗП).
3. Оценка профиля работы фильтра.
4. Оценка наличия высокорасходных заколонных перетоков вне продуктивных горизонтов.

Расходометрия

Расходометрия является одним из основных методов изучения эксплуатационных характеристик пласта. При контроле разработки нефтяных месторождений применяются две модификации метода- гидродинамическая и термокондуктивная расходометрия. Обе модификации метода входят в полный комплекс исследования действующих скважин.