ФЭА / АИТ / КУРСОВОЙ ПРОЕКТ на тему: «Задачи, решаемые в стволе действующей скважины с помощью влагометрии» по дисциплине: «Промыслово-геофизические методы и приборы»
(автор - student, добавлено - 19-06-2014, 14:21)
СКАЧАТЬ:
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ на тему: «Задачи, решаемые в стволе действующей скважины с помощью влагометрии»
по дисциплине: «Промыслово-геофизические методы и приборы»
Введение Одним из актуальных вопросов разработки и эксплуатации нефтяных залежей методом заводнения нефтеносных пластов является определение места поступления воды в ствол добывающей скважины. Для решения этой задачи в добывающую скважину спускают комплексный прибор, измеряющий и регистрирующий величину расхода (дебита) восходящего потока (построение интегрального профиля притока продукции) и определяющий состав (водогазонефтяной) смеси и его изменение по стволу скважины. В качестве датчика для определения состава восходящего по стволу потока могут быть использованы измерители плотности смеси, резистивиметры, измеряющие удельное электрическое сопротивление (проводимость) смеси или влагомеры, измеряющие процентное содержание воды в смеси. Однозначное определение места поступления воды в ствол скважины возможно только в том случае, когда датчик состава смеси омывается только восходящим потоком, т. е. через датчик пропускается только восходящий поток жидкости. А это может быть обеспечено с помощью специальных струенапраляюших и пакерующих устройств скважинных приборов. В качестве датчика для определения состава смеси в скважинных приборах у нас широкое распространение получили диэлькометрические влагомеры Гамма-плотнометрия и резистивиметрия не получили широкого распространения, что, видимо, связано со сложностью аппаратуры (индукционных резистивиметров) и наличием в гамма-плотномере источника радиоктивных излучений. Технические предложения по созданию плотномеров без источников излучений не были доведены до изготовления и промышленных испытаний. Для изучения состава смеси в стволе скважины могут быть использованы объемные методы, определяющие среднюю по сечению колонны скважины величину исследуемого физического свойства смеси (гамма-плонтнометрия по рассеянному излучению, градиент-манометрия). Эти методы в принципе определяют в стволе скважине среднюю плотность жидкости, находящейся между двумя точками по вертикали (в плотномере — точки где находятся источник и детектор гамма-квантов, в градиент-манометре — точки где размещаются отверстия для отбора баросигнала). Очень интересным техническим решением является также предположение, которое позволяет проводить мониторинг по стволу скважины среднего
1. Скважинная влагометрия и основы построения влагомеров Основное назначение скважинной влагометрии — это определение интервалов притока воды в нефтяную скважину. Кроме своего основного назначения влагометрия может быть использована для решения других задач: при изучении технического состояния скважины, для выбора оптимального режима работы скважины и технологического оборудования и т. п. Для решения перечисленных задач с помощью скважинных влагомеров строятся два вида первичных диаграмм: интегральный профиль влагосодержания в продукции (флюидах) по стволу скважины и кривая изменения влагосодержания продукции в отдельной точке скважины во времени. Но своему назначению и техническим характеристикам скважинные влагомеры подразделяются на приборы для исследования следующих видов эксплуатационных скважин: а) фонтанных; б) компрессорных: в)механизированных с ШГН; г) механизированных с ЭПН путем спуска малогабаритных приборов мимо насосного агрегата; д) механизированных с ЭПН с помощью прибора, спущенного ниже насоса при спуске насосного агрегата. Однако по аналогии со скважинными расходомерами все перечисленные виды влагомеров, исходя из принципиальных и конструктивных отличий между ними, можно также классифицировать с одной стороны на пакерные и беспакерные и с другой — на большегабаритные (с диаметром выше 42 мм) и малогабаритные. Если большегабаритные и малогабаритные влагомеры отличаются друг от друга в основном габаритами и в зависимости от этого небольшими конструктивными отличиями, то пакерные и беспакерные приборы имеют принципиальные отличия. Беспакерные влагомеры могут удовлетворительно работать только при наличии следующих условий движения водонефтяного потока: а) по всему сечению трубы равномерно распределены между собой частицы воды и нефти; б) по всему интервалу исследований скважины отсутствует относительная скорость компонентов (воды и нефти), т. е. вода и нефть двигаются с одинаковой скоростью. Ниже будет показано, что диэлькометрические влагомеры удовлетворительно могут работать в эмульсии типа «вода в нефти», Для нормальной работы влагомеров в забойных условиях необходимо, чтобы в измерительной полости датчика находилась смесь, имеющая структуру «вода в нефти». Такая ситуация возможна: а) при обводненности продукции, проходящей через датчик, не более 60-70%; б) при наличии достаточной скорости для образования в полости датчика в) при отсутствии в полости датчика неподвижной жидкости. Анализ обстоятельств для нормальной работы влагомеров показывает, что для каждого процентного содержания «воды в нефти» имеется вполне определенная критическая скорость υкр ниже которой происходит разложение эмульсии и наступает капельная или пленочная структура потока водонефтяной смеси, неблагоприятная для работы влагомеров. Погрешность, вызываемая этим фактором, может достигать нескольких сотен процентов. Скважинные влагомеры непосредственно определяют мгновенное значение соотношения компонентов в единице объема Wкаж. Ввиду этого относительное движение компонентов может вызвать большие ошибки в определении истинной обводненности Wист. К настоящему времени очень мало теоретических и экспериментальных данных по определению зависимостей типа: (1) где υср - средняя скорость водонефтяного потока; υотн = υн*υв — относительная скорость скольжения компонентов ρн, ρв, νн, νв, — плотности и вязкости соответственно нефти и воды. Известно, что (2) где Sн, Sв — площадь сечения датчика, занятая соответственно каплями воды и нефти; S0 — живое сечение датчика влагомера; Q — объемный расход потока жидкости через датчик. Данная зависимость справедлива только для случая капельной структуры потока; для четочной и пленочной структуры потока определенных обобщающих зависимостей нет. В работе приведена (рис. 1) зависимость между истинной и кажущейся обводненностями и средней скоростью потока, но и она справедлива лишь для определенных физических свойств нефти и воды: плотность воды - 1 г/см3, плотность нефти — 0,851 г/см3, кинематическая вязкость нефти — 20 сСт, поверхностное натяжение — 50,2 дин/см.
Рис. 1 Зависимость между истинной обводненностью, объемным соотношением компонентов и скоростью потока. Истинное содержание нефти в смеси % 1)10 2)20 3)50 4)80 5)90 6)99
Аналогичные зависимости получены также при исследовании движения смеси дизельного топлива (солярового масла) и воды по вертикальному подъемнику. Сопоставление и анализ полученных кривых позволяют сделать очень важные выводы как для разработки, так и для эксплуатации скважинных влагомеров, а именно: а) при скоростях потока на забое скважин 0,50 м/с и выше истинная б) при скоростях потока менее 0.50 м/с необходимо учитывать Отсутствие установок на месторождениях для исследования связи между υср, Wкаж и Wист затрудняет количественную оценку обводненности водонефтяного потока в неблагоприятных для этого условиях. С целью установления границ применимости скважинных влагомеров для определения обводняющихся интервалов и уточнения методики интерпретации результатов измерений был поставлен специальный опыт на действующей безводной скважине. Вода в скважину подавалась с помощью плунжерного регулируемого насоса. Схема закачки воды в скважину и результаты замеров с помощью скважинных расходомеров и влагомеров по стволу скважины в трех режимах ее работы приведены на рис. 2. При I режиме, небольшой обводненности и больших дебитах (общий дебит скважины 200 м3/сут, обводненность 13%), место притока воды однозначно регистрируется влагомером как с закрытым, так и с раскрытым пакером. В этом случае, очевидно, притекающая в скважину вода у воронки легко подхватывается нефтяным потоком и на коротком отрезке пути превращается в эмульсионную смесь. При II режиме (общий дебит 120 м3/сут, обводненность 10%) влагомер с закрытым пакером регистрирует наличие воды у воронки и в интервале глубин 1696-1680 м, причем в промежутке между верхним пластом и воронкой он показывает безводную нефть. Следовательно, нижний пласт находится ниже уровня столба воды, и нефть в интервале 1696-1680 м всплывает через столб воды.
Рис. 2 Схема установки для испытания влагомеров и кривые интегральной обводненности. Показания 1) дебитомера 2) влагомера с закрытым покером 3)влагомера с раскрытым покером
По данным замеров в Ш режиме (общий дебит 60 м3/сут, обводненность 18%) можно оценить минимальную приведенную скорость потока (υпр=Qн/S), необходимую для вытеснения неподвижной воды из полости датчика, при которой гравитационное разделение компонентов (воды и нефти) невозможно. Действительно, на глубине 1694 м во П-ом режиме работы скважины расходомер показывает приток нефти 30-32 м3/сут; влагомер с раскрытым пакером показывает почти безводную нефть, хотя нижний пласт залит водой. Так как площадь живого сечения при раскрытом пакере 25 см2 (18 см2—площадь калиброванных отверстий на пакере, 7 см2 — сечение рабочей полости датчика), то минимальная приведенная скорость потока составит 0,13-0,15 м/с Это значит, что у влагомеров с проходным сечением датчика 7 см2 даже при наличии абсолютного пакера, при дебитах меньше 30 м3/сут влагомер и с раскрытым пакером регистрирует наличие воды во всех режимах работы скважины. Таким образом, опыт показывает, что для однозначного определения места притока воды в скважину с помощью скважинного влагомера необходимо наличие в измерительной полости равномерной смеси, близкой по структуре к эмульсии. Результаты этих опытов выдвигают одно из важнейших требований, предъявляемых к конструкции скважинного влагомера - должна быть обеспечена возможность создания повышенных скоростей потока в измерительном канале. Экспериментальные исследования и практический опыт работы со скважинными влагомерами показывают, что для преобладающего большинства случаев необходимы пакерные влагомеры. Исходя из этого и учитывая то, что использование беспакерных влагомеров для исследования высокодебитных скважин с малой обводненностью в принципе является частным случаем влагометрии, я буду рассматривать ниже в основном вопросы влагометрии с помощью пакерных приборов. Попытаемся сформулировать основные требования к пакерующему устройству скважинного влагомера. Пакер скважинного прибора должен во первых, направлять через измерительный канал прибора поток водонефтяной смеси, точно повторяющий по составу (процентному содержанию воды и нефти) весь поток, движущийся в зоне входных окон измерительного канала по всему сечению колонны, и, во-вторых, обеспечивать скорость движения водонефтяного потока, достаточную, с одной стороны, для устранения относительной скорости между компонентами и, с другой — для образования равномерной смеси Для обоснования конструкции пакера скважинного прибора, удовлетворяющего первому из перечисленных требований, была поставлена серия опытов на гидравлическом двухкомпонентном стенде. В качестве модели нефти при этом использовалось трансформаторное масло, которое по своим физическим свойствам и пожаробезопасности наиболее полно отвечает требованиям эксперимента. Кроме того, трансформаторное масло с водой образует быстроразрушающуюся неустойчивую эмульсию. Последнее обстоятельство имеет большое значение, т.к. во-первых, режим неустойчивой эмульсии двухкомпонентного потока является предельным условием для диэлькометрических влагомеров и, во вторых, быстрое гравитационное разделение двухкомпонентной смеси позволяет создавать в рабочей колонне стенда непрерывный поток с определенным заданным соотношением отдельных компонентов за счет накапливаемого в ходе эксперимента запаса жидкостей в отстойниках. Па двухкомпонентном гидравлическом стенде со стеклянной рабочей колонной производились эксперименты по изучению режима потока двухкомпонентной смеси при установке в вертикальной рабочей колонне беспакерного прибора, прибора с абсолютным пакером, прибора с частично перекрывающим колонну пакером и прибора с калиброванным отверстием на пакере При этом установлено следующее: 1.Диэлькометрический влагомер дает удовлетворительный для практики результат при следующих режимах: гомогенное течение двухкомпонентной смеси и капельная структура, при которой отсутствует скольжение компонентов в водонефтяном потоке с содержанием воды, не превышающим критическою значения, при котором происходит переход эмульсии типа «вода в нефти» в эмульсию обратного типа («нефть в воде»), при отсутствии скольжения компонентов влагомеры работают удовлетворительно. 2.Беспакерный прибор не оказывает заметного влияния на структуру и режим движения двухкомпонентной смеси в вертикальной трубе. 3.В зоне нахождения пакерных приборов после раскрытия пакера образуется локальная структура потока. У приборов с пакером, не полностью перекрывающим колонну, и калиброванным отверстием на пакере в зоне установки прибора происходит увеличение скорости потока, что способствует снижению величины относительной скорости движения отдельных компонентов. У приборов с абсолютным пакером над пакером до уровня окон, предназначенных для выхода жидкости из измерительной трубы прибора, образуется столб воды, который сохраняется постоянно до закрытия пакера. Структура потока в измерительной трубе прибора в зависимости от процентного содержания воды и средней скорости потока может быть отнесена к дисперсно-кольцевой, капельной и гомогенной. Однако в случае, когда происходит стационарный вынос тяжелого компонента (воды) «на поверхность» в нормальных условиях, установка пакерного прибора в колонне не приводит к накоплению тяжелого компонента в нижней зоне вертикальной трубы (в забое), т. е. стационарный режим баланса продукции не нарушается. Обеспечение скорости потока, достаточной для устранения относительной скорости между компонентами и для образования равномерной смеси, достигается путем повышения величины коэффициента пакеровки и уменьшения проходного сечения измерительного канала прибора.
2. Диэлькометрические влагомеры Для определения процентного содержания воды в твердых и жидких веществах часто применяются диэлектрические влагомеры, основанные на измерениях диэлектрической проницаемости (постоянной) смеси вещества с водой. Диэлькометрические влагомеры получили большое распространение и в нефтяной промышленности для определения содержания воды в водонефтяной смеси при решении многих технологических задач. Скважинные влагомеры, описанные ниже, также основаны на диэлькометрическом методе измерения влажности. Ниже кратко рассмотрены некоторые вопросы теории диэлькометрического метода измерения влагосодержания и отличительные особенности скважинной влагометрии. Плотность полного тока в веществе, обуславливаемая токами смещения и проводимости, запишется через объемную проводимость σ диэлектрическую проницаемость ε в виде : (3) Через комплексную диэлькометрическую проницаемость: (4) где ω— круговая частота высокочастотного тока Е0 — приложенное к веществу высокочастотное напряжение; t - время Сравнивая выражения (3) и (4), можно записать:
Вводя понятие тангенса угла диэлектрических потерь как отношение, получим (5) Тогда диэлектрик можно характеризовать любой парой следующих величин: (6) Наибольшее практическое значение имеет изучение частотных характеристик и диэлектрических потерь веществ. Для определения процентного содержания воды в водонефтяной смеси при соблюдении определенных условий можно использовать значение только одного из параметров — диэлектрическую проницаемость ε. В качестве чувствительного элемента для измерения диэлектрической проницаемости используются конденсаторы, зазор между обкладками которых заполняется исследуемым веществом. Диэлькометрические влагомеры отличаются друг от друга конструкцией датчика и методом, используемым для измерения емкости измерительного конденсатора. Чаще всего в влагометрии используются мостовые, компенсационные и генераторные методы измерения. Из-за ограниченности габаритов скважинного прибора, удаленности его от вторичных преобразователей и ограниченного количества жил кабеля (канала связи), соединяющего скважинный прибор с вторичными преобразователями, в скважинных влагомерах применяются специальные измерительные схемы, в которых в качестве первичного преобразователя служат генераторы высокочастотного синусоидального электрического сигнала. Несмотря на кажущуюся простоту, метод диэлькометрической влагометрии требует тщательного учета многих влияющих факторов, как в процессе измерения, так и при обработке результатов. Без этого влагомеры могут дать совершенно противоречивые показания. На показания влагомеров большое влияние оказывают, во-первых, состав и свойства нефти, во-вторых, свойства воды и содержание солей в ней и, в-третьих, структурное состояние водонефтяной смеси. Кроме того, из-за специфичности условий работы на показания скважинных влагомеров влияют дополнительные факторы: изменение давления и температуры по стволу скважины, изменения состава и свойств нефти и воды, притекающих из отдельных пластов. При разработке и эксплуатации скважинных влагомеров необходимо учитывать все факторы как общие, свойственные всем диэлькометрическим приборам, так и частные, определяемые условиями, которые наблюдаются в стволе действующих скважин. 2.1. Диэлектрические свойства безводных нефтей В работе приведены значения ε’ и ε" безводных дегазированных нефтей Ромашкинского и Шкаповского месторождений на разных частотах (табл.1), откуда видно, что в диапазоне частот 15∙103 -15∙ 106 Гц диэлектрические потери нефтей незначительны и существенно не зависит от частоты. Начиная с 15∙ 106 Гц и выше, наблюдается заметное уменьшение ε. Следовательно, в диапазоне частот безводные нефти указанных месторождений можно рассматривать как диэлектрики без потерь. Эго положение в качественном плане, видимо, можно распространить и на другие нефти. Диэлектрическая проницаемость как пластовых, так и дегазированных нефтей изменяется с изменением давления и температуры. Доказано, что эти зависимости линейны и для практического пользования термо- и пьезокоэффициенты диэлектрической проницаемости могут быть определены из линейных уравнений. Диэлектрическая проницаемость пластовых нефтей месторождений Татарстана существенно зависит от количества растворенного в них газа (рис.4), и эту зависимость для узкого диапазона изменения газового фактора можно принять линейной. Например, среднее значение газового коэффициента диэлектрической проницаемости пластовых нефтей при температуре 25°С и давлении 25 МПа в диапазоне изменения газового фактора Q= 40-70 м3/т будет Итак, для определенных интервалов изменения давления, температуры и газового фактора между диэлектрической проницаемостью пластовых и дегазированных нефтей можно установить связь через определенные коэффициенты, показывающие изменение диэлектрической проницаемости пластовой нефти при изменении этих параметров на единицу. Как изменение состава нефти влияет на диэлектрическую проницаемость? Этот вопрос имеет как теоретическое, так и прикладное значение, однако большой интерес он вызывает с чисто прикладной точки зрения. Плотность нефти всех нефтяных месторождений изучена очень тщательно. Рассмотрим, какова же зависимость между плотностью и диэлектрической проницаемостью нефтей. Многие авторы утверждают, что диэлектрическая проницаемость нефтей и нефтепродуктов пропорциональна их плотности. Однако произведенные замеры диэлектрической проницаемости и плотности нефтей различных месторождений показывают, что с утяжелением нефти наблюдается тенденция увеличения диэлектрической проницаемости, но говорить о линейной зависимости между этими величинами нет основания. Так же на основании исследования нефтей месторождений Татарстана доказано, что одинаковые фракции нефтей различных месторождений имеют приблизительно одинаковые значения диэлектрической проницаемости. Рассмотрим изменение величины диэлектрической проницаемости нефтей в пределах одной и той же залежи, т. к. оно имеет принципиально важное значение при разработке и эксплуатации скважинных влагомеров, основанных на измерении диэлектрической проницаемости водонефтяных смесей. Из безводных скважин основных площадей Ромашкинского месторождения были отобраны устьевые пробы, и по одной и той же методике определена диэлектрическая проницаемость нефтей на частоте 300 кГц. Среднее значение диэлектрической проницаемости дегазированной нефти, определенное не менее чем по десяти скважинам каждой площади (табл.2), свидетельствует об изменении диэлектрической проницаемости по площади месторождения и о росте ее значения при переходе к периферийным площадям. Профили притока, температуры и диэлектрической проницаемости нефти, полученные по стволу безводной скважины Ромашкинского месторождения (рис.3), показали, что оба пласта работают, и при этом профиль притока равномерный. Диэлектрическая проницаемость пластовой нефти изменяется против каждого работающего интервала, причем абсолютное значение ее растет в направлении от кровли к подошве каждого пласта. Этот факт нельзя объяснить изменениями температуры и давления, так как в зоне обоих пластов наблюдается повышение температуры на 0,3°С, а давление изменяется в интервале глубин 1778-1788 м не более чем на 0,1-0,2 МПа. Аналогичные данные получены по целому ряду безводных скважин. Подобное, скорее всего можно объяснить тем, что состав пластовой нефти меняется по разрезу.
Рис 3 График изменения притока жидкости (Q), температуры (t) и диэлектрической проницаемости (ε) по стволу безводной скважины
2.2. Диэлектрические свойства воды и водных растворов электролитов Известно, что в обводненных скважинах вода может иметь различную степень минерализации, начиная от пресной до высокой степени солесодержания. Изменение диэлектрических свойств воды в зависимости от содержания в ней солей было изучено многими авторами и установлено, что при концентрации поваренной соли 0-300 мг/л диэлектрическая проницаемость воды не превышает 100, а при концентрации более 300 мг/л — носит комплексный характер и основную роль в ее росте играют диэлектрические потери, т.е. вода практически становится проводником. 2.3. Диэлектрические свойства водонефтяных эмульсий Водонефтяные эмульсии можно рассматривать как дисперсные системы, состоящие из непрерывной фазы (основы) и распределенных в ее объеме частиц дисперсной фазы (включений). Для расчета дисперсных систем имеется большое число уравнений, имеющих общий вид: (7) где εсм, εнеп, εдис - диэлектрическая проницаемость соответственно эмульсий (смеси), непрерывной фазы и дисперсной фазы; Однако все теоретические уравнения получены в предположении какой-либо единой и неизменной структуры включений дисперсной фазы и без учета явлений, происходящих на границе раздела фаз. А в действительности на диэлектрическую проницаемость эмульсии дополнительно оказывает влияние двойной слой электрических зарядов на поверхности раздела фаз. В реальных водонефтяных эмульсиях размеры и формы глобул дисперсной фазы изменяются в широких пределах: от 10-4 см и выше. Поэтому использование теоретических зависимостей для решения задач, связанных с влагометрией возможно только при их тщательной экспериментальной проверке. Преобладающее большинство экспериментальных исследований проведено на эмульсиях в статическом их состоянии и при небольших концентрациях дисперсной фазы. Однако при таких условиях исследований трудно получить достоверные результаты измерений. Более надежные результаты можно получить при исследовании эмульсионных смесей при их непрерывном перемешивании в процессе измерений, что исключает влияние не только гравитационного, но и электрического поля. Анализ результатов экспериментальных работ по определению диэлектрических свойств гидрофобных водонефтяных эмульсий (нефть является непрерывной фазой, а вода — дисперсной), проведенных в динамическом состоянии смесей, показал следующее: а) диэлектрические потери гидрофобных водонефтяных эмульсий (эмульсий типа «вода в нефти») незначительны и в диапазоне концентраций дисперсной фазы 0-50% их можно не учитывать; б) ε’ и tgδ гидрофобных водонефтяных эмульсий не зависят от концентрации поваренной соли в воде при содержании дисперсной фазы до 50% или эта зависимость незначительна; в) ε’’ гидрофобных эмульсий растет с ростом концентрации дисперсной Для гидрофобных эмульсий, приготовленных на нефтях Ромашкинского месторождения, наибольшее совпадение с экспериментадьными данными имеют результаты, рассчитанные по формуле:
2.4. Чувствительные элементы и первичные преобразователи скважинных влагомеров Чувствительными элементами — датчиками большинства отечественных и зарубежных нефтяных влагомеров — являются цилиндрические конденсаторы, один из электродов которых покрыт изолирующим материалом. Емкость любого конденсатора определяется его геометрией и средой, находящейся между электродами-обкладками: (9) Где С0 - емкость конденсатора в вакууме. е - диэлектрическая проницаемость среды, заполняющей конденсатор. Емкость цилиндрического конденсатора выражается формулой: (10) где l — длина электродов конденсатора; R, r —радиусы соответственно внешнего и внутреннего электродов. Для цилиндрического электрода, покрытого слоем диэлектрика (рис.6), будем иметь систему из двух последовательно соединенных конденсаторов с емкостями: (11) где εпок, εср,— диэлектрическая проницаемость соответственно изоляционного покрытия и среды, находящейся между электродами. Известно, что для последовательно соединенных конденсаторов (12) Тогда, с учетом предыдущих выражений получим
(13) Из последнего выражения видно, что емкость измерительного конденсатора существенно зависит от свойств и толщины изоляционного покрытия: чем тоньше покрытие и больше εпок, тем больше эффективная емкость измерительного конденсатора—датчика. Первичными преобразователями в скважинных влагомерах являются высокочастотные генераторы. Измерительный конденсатор — датчик — включается в колебательный контур автогенератора (рис.4), состоящий из катушки индуктивности L и двух последовательно соединенных конденсаторов С1, и С2.
Рис. 4. Контур автогенератора Пусть С1 практически не обладает потерями, а электроды у С2 при наличии электропроводной среды могут быть между собой закорочены. При этом колебательный процесс в контуре определится только L и С1 Частота колебаний контура, как известно, выразится приближенным соотношением: (14) Подставляя вместо С емкость цилиндрического конденсатора с изоляционным покрытием, получим
(15) При изменении εср от 1 до ∞ (от вакуума до электропроводной среды) изменение частоты автогенератора составит
(16) Таким образом, с изменением диэлектрической проницаемости среды, находящейся между электродами С2, частота автогенератора будет изменяться, и по ее изменению можно судить о диэлектрической проницаемости этой среды. Кроме того, существенную погрешность в показания влагомеров могут внести изменения геометрических размеров измерительного конденсатора и диэлектрических свойств покрытия (εпок) в зависимости от таких факторов, как температура и давление, которые в забойных условиях скважин меняются в широких пределах В качестве диэлектрического покрытия в большинстве скважинных влагомеров используются эпоксидный компаунд или комбинированное покрытие, состоящее из фторопластового наружного покрытия и заполнителя. Влияние температуры на показание прибора исследовалось на специальной установке по приготовлению водонефтяных смесей и по поддержанию их эмульсионного состояния. Как видно из рис.5, угол наклона полученных зависимостей характеристики прибора практически постоянен, т. е. не зависит от содержания воды в эмульсии. Некоторое исключение составляет зависимость, полученная для чистой воды. Изменение частоты в интервале температур от 20 до 60°С для испытываемого прибора соответствует тому, что для диапазона от 0 до 80% воды температурная погрешность (при изменении температуры от 20 до 60°С) составляет 10%. Это говорит о необходимости учета рассматриваемою фактора при проведении скважинных измерений. Линейность температурной зависимости и постоянство ее практически для всех значений влажности позволяет легко ввести соответствующую поправку в результаты скважинных измерений.
Рис 5 Температурная зависимость показаний влагомера для различных значений влагосодержания. Содержание воды в нефти , % 1) 0, 2)10, 3) 20, 4)30, 5)100
Зависимость показания прибора от давления снималась на лабораторной установке, предназначенной для градуировки и снятия температурных характеристик скважинных манометров. Установка позволяла создавать высокое давление с точностью ±0,03% с одновременным термостатированием. В качестве рабочей жидкости было использовано трансформаторное масло с диэлектрической проницаемостью, близкой к нефти (ε=2,4). В табл.1 приведены результаты эксперимента для двух значений температуры. Как видно из таблицы, значительного изменения частоты от давления не наблюдается. Небольшое изменение частоты в интервале от 0 до 30.0 МПа свидетельствует о минимальных значениях изменений геометрических размеров датчика. В табл.2 приводятся результаты лабораторных испытаний различных влагомеров с комбинированной изоляцией, с фторопластовой изоляцией и пластмассовой изоляцией. Как видно из таблицы, максимальное изменение емкости в зависимости от давления наблюдается у датчика с фторопластовой изоляцией, что объясняется изменением объемов пустот между фторопластовым покрытием и электродом под действием давления. Таблица 1 Зависимость показаний влагомера с частотным преобразователем от давления
Таблица 2 Зависимость показаний влагомера от материалов изоляции емкостных преобразователей
Максимальное изменение емкости в зависимости от температуры наблюдается у покрытого эпоксидным компаундом датчика влажности, что составляет 2% от рабочего приращения емкости датчика на 10 °С. Изменение емкости датчика с комбинированным покрытием не превышает ±0.5 пф. Слабое влияние внутреннего слоя, выполненного из эпоксидной смолы, на температурную стабильность объясняется оптимальным соотношением толщины изоляторов. Преобразователи влажности, собранные на термостойких и термостабильных элементах электрической схемы и снабженные датчиками с комбинированным покрытием, показали, что влияние на их показание температуры и минерализации воды очень незначительны и при решении практических задач ими вполне можно пренебречь. В табл.3 приводятся результаты температурных испытаний четырех образцов преобразователей влажности в воде, а в табл.4 — результаты исследования влияния температуры и минерализации жидкости на показания преобразователя. Таблица 3 Влияние температуры на показания частотных преобразователей влажности
* — прогрев продолжается в течение часа ** — после охлаждения
3. Функционально-структурная схема скважинного влагомера Скважинные влагомеры построены по схеме прямого измерения параметра с встроенным в глубинном датчике звеном, имеющим отрицательную чувствительность к некоторым внешним воздействиям. Функционально-структурная схема скважинных влагомеров представлена на рис. 6.
Рис. 6 Функционально-структурная схема влагомера
Поток водонефтяной смеси X с помощью струенаправляющего (пакерующего) устройства (звено 1) распределяется между отдельными каналами и часть его направляется через измерительный канал, в котором установлен емкостный датчик (звено 2) диэлькометрического влагомера. Погрешность первого звена представляет собою нарушение равенства W’=W, где W' — процентное содержание воды в потоке жидкости, проходящей через измерительный канал, W— то же в потоке, движущемся в зоне входных окон измерительного канала по всему сечению колонны. Причин появления погрешности первого звена много. Однако все они приводят к нарушению равенства W’=W и поэтому здесь мы их будем рассматривать как одну общую погрешность — ∆x1. В зависимости от изменения процентного содержания воды в потоке жидкости, проходящей через измерительный канал, изменяется емкость датчика. Изменение емкости (х2— выходной сигнал звена 2 вызывает изменение частоты измерительного генератора синусоидального электрического сигнала (х3). На выход измерительного генератора кроме полезного сигнала х, поступает погрешность второго звена х2, которая зависит от многих факторов: а) от структуры водонефтяного потока (∆х2'); б) от величины относительной скорости между компонентами (∆х2"); в) от физических свойств отдельных компонентов потока (∆х2’’’); г) от изменения величины диэлектрической проницаемости смеси от Итак, изменение емкости датчика с его погрешностями в измерительном генераторе (звено 3) преобразуется в изменение частоты х3 что происходит также с некоторой погрешностью ∆x3, которая в основном определяется изменением номиналов элементов генератора в зависимости от температуры. Частота измерительного генератора в смесителе (звено 4) смешивается с частотой опорного генератора, которая вырабатывает определенную постоянную частоту xz с некоторой погрешностью ∆xz . Если номинальная частота опорного генераторах xz, то выходная частота смесителя будет Если оба генератора выполнены из идентичных элементов, тогда предыдущее выражение можно с некоторым приближением записать в виде х4 = x3 - xz. Это значит, что погрешность, возникающая в преобразователе изменения ёмкости измерительного датчика в частоту, будет определяться главным образом различием температурных характеристик элементов двух генераторов — ∆x3 - ∆xz. Погрешности смесителя ∆x4 и каротажного кабеля (звено 5) ∆x5, через который выходной сигнал смесителя передается на поверхность, практически отсутствуют. Погрешность регистратора ∆x6 при точечных дискретных измерениях при нормальных условиях также отсутствует. Исходя из изложенного, можем определить: а) чувствительность скважинного влагомера: I ' (17) б) и его основную абсолютную погрешность (в размерностях измеряе
Из предыдущих разделов видно, что основными источниками погрешностей скважинных влагомеров являются звенья 1 и 2 и поэтому в основном теоретические и экспериментальные исследования, а также опытно-конструкторские работы в области скважинной влагометрии, ставят целью совершенствование струенаправляющего устройства и датчика.
4. Исследование скважин и обработка результатов Выше было показано, что в влагометрии используются два вида первичных диаграмм, а именно: интегральный профиль влагосодержания в продукции по стволу скважины и кривая изменения влагосодержания продукции в отдельной точке скважины во времени. Большинство конструкций скважинных влагомеров рассчитано для работы в двух режимах: с раскрытым пакером и с закрытым пакером. Имеются конструкции так называемых беспакерных влагомеров, режим работы которых ничем не отличается от режима работы пакерных влагомеров в закрытом состоянии их пакера (когда входные и выходные окна прибора открыты). В режиме работы влагомера с раскрытым пакером поток жидкости полностью или известная доля его (с учетом коэффициента пакеровки) направляется через измерительный датчик. У влагомера с закрытым пакером через измерительный датчик проходит очень небольшая часть движущейся жидкости, т. е. измерение влажности флюидов в скважине в данном случае является в принципе локальным методом. Одно из основных требований при проведении исследований с помощью скважинных влагомеров — ориентация по возможности на измерения с раскрытым пакером и использование результатов измерений с закрытым пакером лишь в качестве дополнительной информации. При исследовании скважин с помощью влагомеров необходимо учитывать все основные требования, относящиеся к проведению исследований расходомерами, т.к. большинство факторов, влияющих на качество измерений расходомерами, оказывает влияние в той или иной мере на результаты влагометрии. Влагомер должен иметь градуировочную характеристику, представляющую полученную на градуировочном стенде зависимость f=φ(W) (где f выходная частота прибора, Гц; W— объемная доля или объемный процент воды в водонефтяной смеси) и поправку на температуру в виде дополнительного графика, таблицы или коэффициента. С целью устранения ошибок в привязке приборов к глубине и предотвращения изменений режима работы пластов и фазовой с структуры в стволе скважины за промежуток времени между измерениями с помощью расходомера и влагомера желательно использовать комплексный прибор расходомер-влагомер. Для обеспечения точной привязки результатов измерения к глубинам влагомер желательно дополнить либо приставкой для измерения интенсивности гамма-излучения, либо локатором муфт. Непосредственно перед спуском прибора в скважину и после окончания исследований необходимо проверить его работу минимум в трех точках градуировочной кривой: в чистой воде, 20-40 и 50-60 процентной водонефтяной смеси, приготовленной на нефти данного месторождения. Проверка градуировочного графика производится после тщательного перемешивания водонефтяной смеси. При отклонении показаний прибора от градуировочного графика более, чем на 6% прибор должен быть переградуирован. Снятие интегрального профиля влагосодержания в флюидах по стволу скважины производится путем непрерывной записи показаний прибора при его протягивании и путем точечных измерений . Измерения могут проводиться непосредственно от воронки НКТ до подошвы нижнего перфорированного пласта. Необходимо проводить контрольные (повторные) измерения в интервале перфорации и точечные измерения — как минимум выше всех пластов, в промежутках между пластами и в тех точках, где по расходограмме имеется приращение притока продукции. Если при точечных измерениях показания прибора не устойчивы, то берегся среднее арифметическое от нескольких показаний, снятых в данной точке. Если диаграмма расхода жидкости построена по точечным замерам, то в этих же точках должны проводиться замеры влагомером. Если диаграмма расхода получена путем записи с помощью регистратора, то в тех интервалах глубин, где наблюдалось изменение расхода, необходимо производить точечные измерения влагомером раскрытым и закрытым пакером. Если датчик влагомера находится в эмульсионной (или близкой к эмульсии) среде, показания прибора не зависят от того закрыт или раскрыт пакер. При расслоенной структуре потока показания прибора с раскрытым и закрытым пакером будут различны. Это различие в показаниях прибора особенно резко будет выражено там, где в общем потоке жидкости содержание воды достигает большого процента, а нефть при закрытом пакере проходит через столб воды, минуя полость датчика, тогда как при раскрытом пакере большая часть нефти проходит через датчик. Несоответствие показаний скважинного влагомера истинному значению обводненности зависит, таким образом, от относительного движения компонентов (воды и нефти). Запись показаний прибора с раскрытым пакером желательно производить через несколько минут (2-3 мин) после того, как был открыт пакер. По окончании снятия интегрального профиля желательно выше интервала перфорации произвести запись показаний в координатах диаграммы «время-влагосодержание» в течение не менее, чем 15 мин. Эти данные в дальнейшем используются для проверки стабильности работы прибора и для уточнения режима работы скважины. Первичный материал по исследованию скважин влагомером может быть представлен либо в виде графиков в координатах «глубина- влагосодержание» (рис. 7, а, кривая Ш, когда снят интегральный профиль влагосодержания в флюидах) или «время-влагосодержание» (когда снята кривая изменения влагосодержания во времени), либо соответственно в виде в табл. 4 или 5.
Таблица 4 Результаты исследования скважины по построению профиля притока и профиля влагосодержания
Обычно интегральный профиль влагосодержания совмещается с интегральным профилем притока продукции (кривая Q на рис. 7, а) и первичные таблицы должны содержать данные по расходометрии. Таблица 5 Результаты исследования скважины по построению кривых изменения расхода и влагосодержания во времени
Рис 7 Интегральные (а) и дифференциальные (б) кривые профиля расхода (1) и обводнения (2)
5. Модуль основной универсальный КСА-Т12-38-120/60
Одним из применяемых в настоящее время приборов для определение интервалов притока воды в нефтяную скважину является модуль основной универсальный КСА-Т12-38-120/60. Он предназначен для геофизических исследований при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений с целью оценки технического состояния эксплуатационных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами с внутренним диаметром не менее 50 мм. Область применения модуля:
Передача данных с каналов модуля происходит в двоичном коде с фазоразностной модуляцией с повторением каждого сообщения. Двадцать бит информации составляют четыре бита адреса (А0 … А3), пятнадцать измерительных (D0 … D14) и последний – «лог. 0». Длина одного сообщения 2,625 мс. Используются все каналы от 00 до 15. Канал измерения температуры ü Номер канала 08. ü Диапазон измерения от минус 10 до +120 °С. ü Номинальная функция преобразования Т, °C T = Кt ´ N - 10, где Кt = 0,005°C - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода); N - текущее значение двоичного кода. ü Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,8 °C. ü Показатель тепловой инерции, определенный в воде, не более 1,5 с.
Канал измерения температуры внутри корпуса ü Номер канала 03. ü Диапазон измерения от 0 до +120 °С. ü Номинальная функция преобразования Твк, °C Tвк = Кtвк ´ N, где Кtвк = 0,1°C - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода); ü Основная абсолютная погрешность ±1,5 °С.
Канал измерения давления ü Номер канала 09. ü Диапазон измерения от 0 до 60 МПа. ü Номинальная функция преобразования Р, МПа P = KP(N - 2000), где KP = 0,002 МПа - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода); ü Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности в интервале от минус 10 до +120 oC ±0,3 МПа.
Канал измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения ü Номер канала 15. ü Диапазон измерения от 7,17´10-14 до 717´10-14 А/кг (1...100 мкР/ч). ü Индивидуальная статическая функция преобразования ЈГК, А/кг ЈГК = KJ ´ N, где KJ - индивидуальный коэффициент преобразования, который должен быть не менее 0,1´10-14 А/кг (0,014 мкР/ч) (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода); ü Пределы допускаемой основной относительной погрешности ±10%. ü Граничная функция влияния температуры на основную относительную погрешность в интервале от 5 до 120 °C Ψр (T), % Ψр (T) = ± KT(Ti - T0), где KT = 0,1 %/град - коэффициент влияния температуры на погрешность; Ti - значение температуры, влияющей на модуль, °C; T0 = 20 °C - значение температуры, принятой в качестве нормальной.
Канал измерения удельной электрической проводимости (УЭП) ü Номер канала 07. ü Диапазон измерения от 0,1 до 30 См/м; ü Индивидуальная функция преобразования s, См/м s= Kσ´N+В, где Kσ=0,001 См/м - коэффициент преобразования (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода); В – коэффициент, учитывающий помеху на воздухе, См/м. ü Пределы допускаемой основной относительной погрешности dо, % dо = ±[5+0,02], где σmax=30 См/м - максимальное значение диапазона измерения; sо - значение УЭП в контрольной точке, См/м. ü Изменения систематической относительной погрешности от влияния температуры окружающей среды dо(Т) должны находиться в пределах, определенных по формуле, % dо(Т) = ±[5+0,1],
Канал индикации содержания воды в нефти ü Номер канала 10. ü Рабочий диапазон от 0 до 100 %. ü Коэффициент преобразования не более 0,02 % (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода). ü Отклонение показаний при температуре 120°С не должно превышать 20%.
Канал термокондуктивного индикатора притока ü Номер канала 14. ü Рабочий диапазон от 0,1 до 50 м3/ч. ü Коэффициент преобразования не более 0,04 м3/ч (номинальная цена единицы наименьшего разряда двоичного кода). ü Показатель тепловой инерции, определенный в воде, не более 4 с.
Канал локатора муфт ü Номер канала 13. ü Показания датчика локатора муфт в режиме стоянки должны быть не более 100 единиц цифрового кода. ü Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт в режиме движения к сигналу в режиме стоянки, не менее 5:1. ü Отношение амплитуды выходного сигнала локатора муфт на муфте обсадной колонны к сигналу фона неперфорированной трубы, не менее 5:1;
Структурная схема модуля Модуль выполнен в виде герметичного блока (рис. 8) и состоит из следующих узлов: 1) головка приборная, присоединяющаяся к блоку шасси электронному с помощью верхнего стыковочного узла и разъема Х2; 2) блок шасси электронный, состоящий из: а) шасси с электроникой, на котором расположены: - верхний стыковочный узел; - локатор муфт; - блок ФЭУ (датчик гамма-канала); - платы печатные с расположенными на них датчиком ориентации и датчиком, измеряющим температуру внутри прибора; - датчик шумоиндикатора; б) блока датчиков, в котором расположены: - нижний стыковочный узел; - датчик температуры; - датчик манометра; - датчик индикатора притока; - датчик влагосодержания; - датчик УЭП.
Рис. 8. Функциональная схема модуля
Устройство и принцип работы
Устройство модуля и взаимодействие его узлов показано на его функциональной схеме, которая приведена на рисунке 8. Модулятор служит для передачи данных в линию ЖК через верхнее стыковочное устройство и приборную головку. Верхнее и нижнее стыковочное устройство связаны одной линией связи RX/TX. Через линию связи RX/TX происходит запрос данных с верхних и нижних приставок и программирование коэффициентов преобразования каналов модуля. Стабилизатор напряжения +20В служит для питания гамма-канала и нижних приставок. Из напряжения +20В на стабилизаторах напряжения получается +5В для питания аналоговой части схемы VA и +5В для питания цифровой части схемы VD. Напряжение +20В служит для получения высокого напряжения на умножителе. Высоковольтный стабилизатор напряжения следит за изменением тока через делители блока датчиков гамма-канала и управляет блоком умножения. Процессор передачи данных служит для сбора данных с процессора АЦП, верхней приставки через верхнее стыковочное устройство (линия связи RX/TX), нижней приставки через нижнее стыковочное устройство (линия связи RX/TX) и измерение встроенным АЦП температуры внутри корпуса модуля специальным датчиком. Процессор передачи данных запрограммирован как жесткий автомат сбора информации и передачи на наземный регистрирующий комплекс в определенной последовательности и определенным количеством посылок по каждому каналу в секунду. Процессор АЦП служит для измерения частоты с первичного преобразователя гамма-канала, управления и сбора данных с АЦП1 и АЦП2 и передачи и приема данных с математического процессора. АЦП1 служит для сбора информации с: - первичного преобразователя локатора муфт; датчика температуры; - первичного преобразователя датчика манометра; датчика индикатора притока; - фильтров низкой, средней, высокой частот усилителя заряда датчика шумоиндикатора; АЦП2 служит для сбора информации с: - первичного преобразователя датчика манометра для термокомпенсации манометра; - первичного преобразователя датчик Похожие статьи:
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||