СКАЧАТЬ:  ministerstvo-obrazovaniya-i-nauki-rt.zip [7,27 Mb] (cкачиваний: 345)

КАФЕДРА АИТ

КУРСОВАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ: «ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ И ПРИБОРЫ»:

«ВЫЯВЛЕНИЕ ИНТЕРВАЛОВ ОБВОДНЕНИЯ В ПЕРФОРИРОВАННЫХ ПЛАСТАХ ДЕЙСТВУЮЩИХ СКВАЖИН»

ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА 

При исследовании эксплуатационных характеристик продуктивного пласта решаются следующие задачи:

• определение интервалов притока и поглощения жидкости;
• определение профиля притока нефти, воды и газа в эксплуатационных скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах;
• выявление обводненных интервалов и установление причин обводнения;
• определение энергетических параметров пласта.

Данные задачи могут решаться при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае используется комплекс методов, включающий методы термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии, шумометрии и метод меченого вещества.

Выделение интервалов притока (поглощения)

Все пласты, против которых фиксируется приток (приемистость) по данным дебитометрии расходометрии, считаются отдающими (поглощающими). Нижняя граница притока (приемистости) в скважине устанавливается по результатам исследования тремя методами: термометрии, механической и термокондуктивной дебитометрии. Термодебитометрия является основным методом выявления отдающих (поглощающих) пластов.

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.

Пороговая чувствительность термодебитомера выше пороговой чувствительности механического расходомера. В частности, термодебитомер способен обнаружить притоки и при капельном истечении нефти в воду. При небольшой величине зумпфа или когда зумпф в скважине заполнен осадком, выделение нижней границы притока затруднено, так как переход прибора из осадка в воду и отрыв прибора от забоя отражаются на термодебитограмме аномалией, соответствующей началу притока флюида в скважину.

Для выявления отдающих (поглощающих) пластов, не выделяемых по данным дебитометрии и расходометрии, к интерпретации привлекаются данные термометрии, проведенные в действующей и затем остановленной на короткое время скважине.

Оптимальное время остановки скважины выбирается на основании опыта работ на месторождении по исследованию стаби­лизации температуры в кровле (для эксплуатационной скважины) или подошве (для нагнетательной скважины) перфорированного интервала. При отсутствии таких сведений измерения проводятся через сутки после остановки скважины. Записывается основная и контрольная термограммы. Исследуются интервал перфорации, ближайшие неперфорированные пласты и примыкающие к ним перемычки.

Следует от­метить, что интервалы приемистости на термограммах действующих нагнетательных скважин отмечаются лишь в благоприятных слу­чаях (высокая удельная приемистость интервала на фоне низкой суммарной приемистости скважины, небольшое время работы скважины, интервалы приемистости расположены на достаточно большом удалении друг от друга). Поэтому исследования в дей­ствующих нагнетательных скважинах проводятся в основном для выделения нижней границы интервала приемистости и установ­ления затрубной циркуляции в нижележащий пласт, не вскрытый перфорацией.

При выявлении отдающих пластов в эксплуатационной и
пластов, поглощающих воду, в нагнетательной скважине гео­терма сопоставляется с термограммой, записанной в остановлен­ной скважине, находящейся в режиме теплового равновесия.

Совмещение температурных кривых производится в интервалах неискаженного естественного тепло­вого поля в зумпфе скважины.

Обработка и интерпретация материалов исследований выпол­няются в следующем порядке:

1. По данным промыслово-геофизических методов устанавли­ваются границы перфорированных пластов и пластов-коллекторов ниже интервала перфорации. Отмечаются интервалы перфорации.
2. По термограмме определяются границы притока флюида из верхних перфорированных пластов и места негерметичности колонны выше интервала перфорации, руководствуясь следующими соображениями:

• интервалы поступления флюида из пластов характеризуются резко увеличенным значением градиента температур (угла на­клона термограммы к оси глубин) по сравнению с перемычками, что обусловлено калориметрическим смешиванием притекающего из пласта флюида с восходящим потоком;
• градиент температур в перемычках между пластами в за­висимости от дебита и длительности работы скважины может быть равным нулю, постоянным или слабо меняться с глубиной, а в ин­тервалах неоднородных пластов он может существенно меняться с глубиной и в отдельных пропластках уменьшаться до нуля (в однородных пластах градиент температуры постоянен).

Поэтому границы притока флюида из верхних перфорирован­ных пластов устанавливаются по точкам перегиба термограммы, соответствующим переходу от слабоменяющегося (в перемычках) к резкоменяющемуся участку градиента температур (в неоднород­ном пласте) и к участку большого градиента (в однородных пластах).

  Аналогично устанавливается и верхняя граница притока из нижнего перфорированного пласта.

  Выделение притока в подошве нижнего перфорированного пласта в общем случае представляет собой сложную задачу, ре­шаемую лишь при комплексной интерпретации данных термомет­рии и методов, предназначенных для исследования дебита и состава смеси в стволе скважины. При обработке термограммы против нижнего перфорированного пласта по резкому приращению температуры устанавливается подошва отдающего интервала, соответствующая нижней границе притока в полностью вскрытом пласте.

  Положительная величина приращения температуры в подошве нижнего отдающего интервала указывает на дросселирование по пласту жидкости (нефти или воды), отрицательная - на дрос­селирование газа или на прорыв закачиваемых вод с температу­рой ниже пластовой.

  При наличии затрубной циркуляции, а также в случае поступ­ления флюида в скважину из мест негерметичности колонны, рас­положенных ниже интервала перфорации, дроссельный эффект в подошве нижнего перфорированного пласта может и не прояв­ляться на термограмме. В этом случае границы притока из перфо­рированного нижнего пласта устанавливаются так же, как и для верхних пластов.

  При выделении интервалов притока в нижнем перфорированном пласте следует помнить, что в не полностью вскрытом пласте на термограмме по­дошва отдающего интервала может не соответствовать нижней границе притока. Как правило, величина приращения температуры ∆Т в отдающем интервале, не вскрытом перфорацией, ниже по сравнению с ∆Т в интервале притока, а термограмма в подошве нижнего перфорированного пласта в этом случае имеет характер­ный вид «ступеньки».

  Обработка термограмм, записанных в действующей нагне­тательной скважине, в основном сводится к определению нижней границы интервала приемистости скважины по резкому прираще­нию температуры в подошве нижнего принимающего пласта. По­ложение этой границы ниже интервала перфорации указывает на затрубную циркуляцию воды в нижележащие пласты, либо на не­герметичность колонны ниже интервала перфорации.

  На практике задача выделения интервалов притока(поглощения) решается комплексным методом. В эксплуатационной скважине для решения этой задачи используются и данные методов исследования состава смеси в стволе скважины.

Пример

Определение профиля притока и профиля приемистости 

Определение профилей притока и приемистости по пластам и пропласткам имеет целью установить распределение добываемого и закачиваемого флюида по мощности исследуемого горизонта. Профилем притока или приемистости пласта называется график зависимости количества жидкости или газа, поступающих из единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала. По результатам измерений механическими и термокондуктивными дебитомерами (расходомерами), а также по данным метода высокочувствительной термометрии можно получить профили притока (дебита) и приемистости жидкостей или газа по мощности пласта. При исследовании многопластовой залежи, эксплуатируемой одним фильтром, величины дебита нефти и расхода воды для каждого пласта в отдельности позволяют распределить накопленную добычу нефти и объем закачанной воды между совместно эксплуатируемыми пластами. Эти данные используются затем для анализа разработки: прогнозирования продвижения фронта закачиваемых вод, оценки текущего коэффициента нефтеотдачи раздельно по пластам и т.д.

Определение профиля притока и приемистости по данным метода высокочувствительной термометрии основано на дроссельном и калориметрическом эффектах.

Пример

Выделение работающих интервалов пласта и определение типа флюидов по данным механического и термокондуктивного дебитомеров и данных высокочувствительной термометрии. I – 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.

На рисунке приведен пример выделения интервалов пласта, отдающих нефть и воду, с помощью высокочувствительной термометрии с использованием дроссельного эффекта. Скважина давала нефть с 30% воды на поверхности. Пласт перфорирован в интервале 2098-2109 м. С целью выявления мест притока нефти и воды выполнено два замера термометром: в работающей скважине проявляются как дроссельный, так и калориметрический эффекты. В остановленной скважине калориметрический эффект через некоторое время исчезает, поэтому на кривой термометрии выявляются интервалы 2098-2103 и 2105,5-2108 м., связанные с проявлением дроссельного эффекта. Аномалия против верхнего интервала значительно больше, чем против нижнего. Величина дроссельного эффекта для нефти почти в 2 раза больше, чем для воды, – нижний интервал дает воду, верхний – нефть.

  Исследования в действующих скважинах проводятся лишь при установившемся режиме работы скважины и надлежащем техническом ее состоянии (отсутствие затрубной циркуляции между пластами и притоков флюида вне интервалов перфорации).

  Для более точной интерпретации дебитограмм и расходограмм необходимо иметь точные сведения о типе флюида в исследуемом интервале скважины, получаемые, например, резистивиметром, влагомером, плотномером, а также о дебите и составе жидкости, полученные путем замера на устье скважины.

Выявление обводненных интервалов и установление источника обводнения 

  Для контроля процесса вытеснения нефти водой применяют: в скважинах, крепленных стальной неперфорированной колонной высокочувствительную термометрию и ГК; в перфорированных скважинах, кроме того, применяют методы, изучающие состав и дебит жидкости в стволе скважины.

  Для выявления интервалов обводнения в перфорированных пластах по данным высокочувствительной термометрии предварительно по термограмме действующей скважины выделяются интервалы притока из отдельных пластов. На термо­грамме такие интервалы могут характеризоваться как положи­тельными, так и отрицательными приращениями температур. К возможным интервалам притока воды относят интер­валы отрицательных приращений температуры, расположенные непосредственно ниже интервалов положительных приращений.

Из точек термограммы, соответствующих верхней границе ин­тервалов положительных приращений температуры, проводят вспомогательные линии параллельно геотерме в пределах границ притока из пласта условные геотермы. Условная геотерма про­водится и из нижней границы притока в скважину, если последняя выделяется по положительному приращению температуры. К воз­можным интервалам притока воды относят также интервалы от­рицательных приращений температуры, в которых температура на термограмме опускается ниже условных геотерм.

Пример выявления обводнения подошвы пласта по данным термометрии. I – скважина работающая; II – скважина остановленная.

Признаком возможного обводнения подошвы нижнего отдаю­щего пласта является наличие на термограмме действующей скважины положительных калориметрических ступеней выше ниж­ней границы притока.

При нарушении герметичности цементного кольца или колонны открывается доступ воды в ствол скважины из водоносного или обводненного пласта, находящегося выше или ниже интервала перфорации.

Основным методом выявления затрубной циркуляции является термометрия. Результаты термометрии наиболее надежны, если в скважине имеется зумпф глубиной порядка 10 м. В этом случае признаком циркуляции из нижележащего пласта будет изменение температурного градиента по сравнению с нормальным для данного месторождения. Изменение градиента может быть связано и с нарушением герметичности колонны в зумпфе скважины, что устанавливается по данным расходомера.

На поступление воды из вышележащего пласта указывают отрицательная аномалия на термограмме в кровле перфорированного пласта в работающей скважине и против пласта-источника обводнения – положительная аномалия на термограмме, записанной в остановленной скважине.

Термометрия, выполненная в кратковременно остановленной скважине, практически однозначно выявляет перетоки воды в пласты, не вскрытые перфорацией. Признаком перетока служит отрицательная аномалия против поглощающего пласта на термограмме.

Признаками наличия затрубной циркуляции в нагнетательных скважинах являются быстрый рост приемистости скважины без увеличения давления в пласте; наличие дефектов в цементном камне и обсадной колонне, в перемычках между перфорированными и неперфорированными пластами, образование принимающих участков вне интервалов перфорации.

МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ ИНТЕРВАЛОВ ОБВОДНЕНИЯ

1. Метод влагометрии (диэлькометрия)

Метод влагометрии применяют:

• для определения состава флюидов в стволе скважины;
• выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей;
• установления мест негерметичности обсадной колонны;
• при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.

Физические основы метода

         Использование диэлькометрической влагометрии для иссле­дования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.  Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока. 

Аппаратура

Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты. В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные. Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».

2. Метод индукционной резистивиметрии

Индукционная резистивиметрия применяется:

• для определения состава флюидов в стволе скважины;
• выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;
• установления мест негерметичности колонны;
• разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;
• определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.

Физические основы метода.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного элект­рического сопротивления или проводимости.

Аппаратура.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется через жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназна­ченные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава».

3. Метод термокондуктивной резистивиметрии

Метод термокондуктивной дебитометрии применяют:

·                    для выявления интервалов притоков или приемистости флюидов;

·                    установления негерметичности обсадных колонн в работающих скважинах и перетоков между перфорированными пластами в остановленных скважинах;

·                    для оценки разделов фаз в стволе скважины.

Недостатки метода связаны с ненадежностью количественной оценки скорости потока флюида в скважине вследствие сильной зависимости показаний от состава флюидов, направления их движения (повышенная чувствительность к радиальной составляющей потока), температуры среды и мощности нагревателя, а также недостаточной чувствительности в области высоких скоростей потока.

Физические основы метода

Сущность метода заключается в измерении температуры перегретого относительно окружающей среды датчика. При изменении относительной скорости датчика и потока жидкости увеличивается теплоотдача от датчика в окружающую среду и соответственно уменьшается температура регистрации. По мере охлаждения чувствительность к притокам ослабевает, поэтому оптимальный интервал записи не должен превышать 100м. Лучше всего по СТИ отбивается нижний работающий пласт. Перегрев в современных датчиках 5⁰С, но для четкого определения работающих интервалов должен быть около 25⁰С

На показания метода оказывает влияние и состав жидкости работающего пласта.

Поскольку коэффициент теплоотдачи от датчика в воде в 2 раза меньше, чем в нефти, то при переходе из воды в нефть происходит разогрев, на термодебитограмме можно увидеть границу перехода воды к нефти. (В случае,  если в подошве пласта вода; если в пласте смесь – ступеньки не увидим).

Измеряемая величина – электрическое сопротивление, единица измерения – Ом.

Аппаратура

Термокондуктивный дебитомер представляет собой один из видов термоанемометров – термокондуктивный анемометр, рабо­тающий в режиме постоянного тока. Термодатчиком в приборе служит резистор, нагреваемый током до температуры, превышающей тем­пературу окружающей среды. Величина приращения температуры термодатчика, позволяющая судить о скорости потока, опреде­ляется по измерениям приращения либо сопротивления датчика (прибор СТД-2), либо частоты, когда, датчик включен в ча­стотно-зависимую схему (прибор ТЭД-2).

4. Метод плотнометрии

Плотностной гамма-каротаж применяют:

• для определения состава жидкости в стволе скважины;
• выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины.

Физические основы метода

Гамма-гамма-плотнометрия основана на регистрации интенсивности проходящего через скважинную среду излучения от ампульного изотопного гамма-источника. Интенсивность регистрируемого излучения определяется поглощающими свойствами скважинной среды и находится в обратной зависимости от плотности смеси в стволе скважины.

Аппаратура

         Компенсированный измерительный зонд ГГК содержит ампульный источник и два детектора гамма-излучения. Зонд располагают на выносном башмаке, который в процессе исследований прижимают к стенке скважины рабочей поверхностью, или в защитном кожухе скважинного прибора, когда к стенке скважины прижимают весь прибор.

Комплексируют в одном приборе с ГК, в сборке- с другими методами оценки «притока-состава».

ДИЭЛЬКОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ В ВЕЩЕСТВЕ

Для определения процентного содержания воды в твердых и жидких веществах часто применяются диэлькометрические влагомеры, основанные на измерении диэлектрической проницаемости (постоянной) смеси вещества с водой.

Диэлькометрические влагомеры получили большое распространение в последнее время 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 σ и диэлектрическую проницаемость ε в виде:

                                  (1)

Через комплексную диэлектрическую проницаемость

,                                       (2)

где ω – круговая частота;  Е – приложенное к веществу высокочастотное напряжение; t – время.

Сравнивая выражения (1) и (2), можно записать ε’’ = σ/ω, ε’= ε.

Введя понятие тангенса угла диэлектрических потерь как отношение

ε’’/ ε’, получим

                                  (3)

Тогда диэлектрик можно характеризовать любой парой следующих величин:

                                    (ε, σ), (ε, tgδ), (ε’, ε’’).                                             (4)

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 конденсатора. Чаще всего во влагометрии использу­ются мостовые, компенсационные и генераторные методы из­мерения.

      Из-за ограниченности габаритов скважинного прибора, удаленности его от вторичных преобразователей и ограничен­ного числа жил кабеля (канала связи), соединяющего скважинный прибор с вторичными преобразователями, в скважинных влагомерах применяются специальные измерительные схемы, Первичными преобразователями в этих схемах служат гене­раторы высокочастотного синусоидального электрического канала.

         Несмотря на кажущуюся простоту, метод диэлькометрической влагометрии требует тщательного учета многих влияющих факторов, как в процессе измерения, так и при обработке результатов.

                На показание влагомеров большое влияние оказывают, во-первых, состав и свойства нефти, во-вторых,    свойства воды и содержание солей в ней и, в-третьих,   структура   водонефтяной смеси. Кроме того, из-за специфичности    условий    работы на показания скважинных влагомеров влияют дополнительные факторы: изменения давления и температуры по стволу скважины, изменение состава и свойств нефти и воды, притекающих из отдельных пластов.  При разработке и эксплуатации скважинных влагомеров все эти факторы необходимо учитывать.

ДИЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА БЕЗВОДНЫХ НЕФТЕЙ 

     В работе [28] приведены значения ε’и ε’’безводных дегазированных нефтей Ромашкинского и Бавлинского месторождений при разных частотах, откуда видно, что в диапазоне частот 15*10³—15*10⁶ Гц диэлектрические потери нефтей незначитель­ны и существенно не зависят от частоты. При 15*10⁶ Гц _и выше наблюдается заметное уменьшение ε’. Следовательно, в диапазоне частот 15*10³—15*10⁶ Гц безводные нефти указан­ных месторождений можно рассматривать как диэлектрики без потерь. Это 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. Авторами [51, 52] показано, что эти зависимости линейны и для практического пользования термо- и пьезокоэффициенты диэлектрической проницаемости могут быть опреде­лены из уравнений:

 (5)

где  β температурный коэффициент объемного расширения; α - коэффициент объемного сжатия.

     В интервале давлений 0—20,0 МПа для дегазированных нефтей и 10,0—20,0 МПа для пластовых нефтей Татарии в диапазоне температур 25—40° С эти коэффициенты соответст­венно равны:

                                       (6)

         Диэлектрическая проницаемость пластовых нефтей место­рождений Татарии [28] существенно зависит от количества растворенного в них газа (рис.1). 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 20 МПа в диапазоне изменения газо­вого фактора

                          (7)

Рис. 1. Зависимость диэлектрической проницаемости пластовых нефтей различных месторождений от количества в них газа при t= 25^оС и p= 20 МПа. Скважины месторождения: 1 – Бондюжское; 2 – Ромашкинское; 3 – Новоелховское; 4 – Бавлинское.

     Итак, для определенных интервалов изменения давления, температуры и газового фактора между диэлектрической проницаемостью пластовых и дегазированных нефтей можно установить связь в виде

ε _пн = ε₀ - k₁G – k₂(t-20)+ k₃p,                                         (8)

где ε₀ — диэлектрическая проницаемость дегазированной нефти при нормальном атмосферном давлении и температуре 20°С; k₁, k₂, k₃ — газовый, температурный и пьезометрический коэф­фициенты, показывающие изменение диэлектрической проницае­мости пластовой нефти при изменении этих параметров на еди­ницу.

     Плотность нефтей всех нефтяных месторождений изучена очень тщательно. Рассмотрим, какова же зависимость между плотностью и диэлектрической проницаемостью нефтей. Многие авторы [43] утверждают, что диэлектрическая проницаемость нефтей и нефтепродуктов пропорциональна их плотности. Од­нако произведенные авторами [52] замеры диэлектрической проницаемости и плотности нефтей различных месторождений (рис.2) показывают, что с утяжелением нефти наблюдается увеличение диэлектрической проницаемости, но говорить о ли­нейной зависимости между этими величинами нет основания.

    На основании исследований авторы [52] установили, что одни и те же фракции нефти различных месторождений имеют приблизительно одинаковые значения диэлектрической прони­цаемости.

     Ниже приведем некоторые результаты исследований по определению диэлектрической проницаемости типичных компонентов нефти.

     Углеводороды, входящие в состав нефтей и нефтепродуктов, как известно, можно разбить на три группы: углеводороды гомологического (парафинового) ряда, циклопарафины (нафтены) и ароматические углеводороды.

     Установлено, что диэлектрическая проницаемость углеводородов гомологического ряда С_n Н_2n+2 по абсолютному значе­нию не превышает двух. В работе [52] показано, что с увели­чением молекулярного веса углеводородов возрастает их диэ­лектрическая проницаемость.

     Диэлектрическая проницаемость гомологических углеводо­родов (С_n Н_2n+2) возрастает с увеличением молекулярного веса и плотности. Что касается нафтенов (бензин, керосин), то их диэлектрическая проницаемость находится в пределах 2—2,2, возрастая при этом с их молекулярным весом.

     Диэлектрическая проницаемость ароматических углеводоро­дов увеличивается с ростом их молекулярных весов и непре­дельности соединений до четвертого члена, а затем при макси­мальном значении для этилбензола уменьшается и достигает для трибутилбензола величины, близкой к предельным углево­дородам. Одновременно с увеличением диэлектрической прони­цаемости всего ряда наблюдается понижение их удельных весов.

     Очевидно, с увеличением содержания непредельных и аро­матических углеводородов, а также с увеличением молекуляр­ных весов этих соединений будет увеличиваться и диэлектри­ческая проницаемость их смесей.

     Рассмотрим изменение диэлектрической проницаемости неф­тей в пределах одной и той же залежи, так как это имеет принципиально важное значение при разработке и эксплуатации скважинных влагомеров, основанных на измерении ди­электрической проницаемости водонефтяных смесей.

Рис.2. Зависимость диэлектрической проницаемости нефти от плотности

         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.1), свидетельствует об изменении диэлектрической проницаемости по площади ме­сторождения и о росте ее значения при переходе к периферий­ным площадям.

     Профили изменения притока, температуры и диэлектриче­ской проницаемости нефти, полученные по стволу безводной скважины Ромашкинского месторождения (рис.3) [28], пока­зали, что оба пласта эксплуатируются, при этом профиль изменения притока равномерный.

                                                                                            Таблица 1 

         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, что можно объяснить изменением состава пластовой нефти по разрезу.

Рис. 3. График изменения притока жидкости, температуры и диэлектрической проницаемости по стволу безводной скважины.

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 геометрическими размерами и диэлектриком, находящимся между электродами-обкладками:

где С₀ — емкость   конденсатора в вакууме; ε — диэлектриче­ская проницаемость диэлектрика, заполняющего конденсатор.

     Емкость цилиндрического    конденсатора  выражается  фор­мулой

                                                         (10)

где l — длина электродов конденсатора; R, r -  радиусы соот­ветственно  внешнего и  внутреннего  электродов.

     Цилиндрический конденсатор с покрытием из диэлектрика (рис.5) представляет собой систему из двух последовательно соединенных конденсаторов с емкостями:

                                       (11)

ε_пок, ε_ср — диэлектрическая проницаемость соответственно

Рис. 5. Продольное сечение датчика влажности

изоляционного покрытия и среды, находящейся между электродами.

         Известно,  что для  последовательно  соединенных  конденсаторов

тогда с учетом предыдущих выражений получим       

Рис.6. Контур генератора      

Из выражения (13) видно, что емкость измерительного конденсатора существенно зависит от свойств и толщины изо­ляционного покрытия (чем тоньше покрытие и больше ε_пок, тем больше эффективная емкость измерительного конденсато­ра-датчика).

     Первичные преобразователи скважинных влагомеров -  высокочастотные генераторы. Измерительный конденсатор-датчик включают в колебательный контур автогенератора (рис.6), состоящий из катушки индуктивности L и двух последо­вательно соединенных конденсаторов С1 и С2. Колебательный процесс в контуре определится только L, и С₁. Частота генера­тора выразится соотношением

                                                    (14)

         Подставляя вместо С емкость цилиндрического конденсатора с изоляционным   покрытием,   получим

                                   (15)

         При изменении ε_ср  от 1 до ∞  изменение частоты автогенератора составит

        Таким образом, с изменением диэлектрической   проницаемости   среды,     находящейся между электродами С₂, частота автогенератора будет  изменяться, и по ее величине можно судить о диэлектрической  проницаемости этой среды.

         Кроме того, на показания влагомеров влияют также изменения геометрических размеров   измерительного     конденсатора   и   диэлектрических    свойств покрытия  (ε_пок)   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 используется эпоксидный компаунд, а в приборе «Кобра-36РВ» - комбинированное покрытие, состо­ящее из фторопластового наружного покрытия и заполнителя.

         В работе [36] приводится эксперимент по выявлению влия­ния температуры и давления на показания влагомеров с изме­рительным конденсатором, центральный электрод которого покрыт эпоксидным компаундом.

         Влияние температуры на показания прибора исследовалось на специальной установке по приготовлению водонефтяных смесей и по поддержанию их эмульсионного состояния. Уста­новка имеет специальную рубашку, в которой постоянно циркулирует жидкость. Постоянная температура этой жидкости поддерживается с помощью серийного термостата ТС-24. Тем­пература каждой вновь приготовленной эмульсии изменялась в диапазоне от 20 до 60°С с интервалом через 5°С, и при каждом значении температуры давалась выдержка в течение 10 мин.

        Методика приготовления эмульсий и процесс измерений были следующие. В установку заливалась обезвоженная дегазированная нефть. После 10-минутного предварительного перемешивания и циркуляции нефти снимались показания прибора с помощью цифрового частотомера в течение 5 мин через каждые 10 с. Медленно добавлялась вода до 10%-ного содержания ее в эмульсии, и после 10-минутного перемешивания и циркуля­ции снова снимались показания частотомера. По этой же мето­дике были получены и другие эмульсии.

         Как видно из рис.7, 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 испытуемого 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

Рис.7. температурная зависимость показаний влагомера для различных значений влагосодержания. Содержание воды в нефти, %: 1-0; 2-10; 3-20; 4-30; 5-100

необходимости учета рассматриваемого фактора при проведе­нии скважинных измерений. Линейность температурной зави­симости и постоянство ее практически для всех значений влаж­ности позволяют легко ввести соответствующую поправку в ре­зультаты скважинных измерений.

     Зависимость показания прибора от давления снималась на лабораторной установке, предназначенной для градуировки и снятия температурных характеристик скважинных манометров. Установка позволяла создавать высокие давления с точностью +-0,03% с одновременным термостатированием. В качестве ра­бочей жидкости было использовано трансформаторное масло с диэлектрической проницаемостью, близкой к нефти (ε = 2,4). Результаты эксперимента [36] для двух значений температуры показали, что значительного изменения частоты от давления не наблюдается. Небольшое изменение частоты в интервале от 0 до 30,0 МПа обусловлено минимальными изменениями гео­метрических размеров датчика.

     Датчики с комбинированным покрытием во многих отноше­ниях выгодно отличаются от датчиков с одинарным покрытием из пластических материалов [80]. Проводились лабораторные испытания различных датчиков влагомеров: с комбинированной изоляцией, фторопластовой изоляцией и пластмассовой изоля­цией (прибор «Поток-5»). Максимальное изменение емкости в зависимости от давления наблюдалось у датчика с фторопла­стовой изоляцией, что объясняется изменением объемов пустот между фторопластовым покрытием и электродом под действием давления. Максимальное изменение в зависимости от температуры наблюдалось у покрытого эпоксидным компа­ундом датчика влажности прибора «Поток-5», что составляет около 2 %  от рабочего приращения емкости датчика  на   10°С.  Изменение емкости датчика с комбинированным покрытием не превышало +-0,5 пФ.  Слабое влияние    внутреннего  слоя,  выполненного из эпоксидной смолы, на температурную стабиль­ность объясняется оптимальным соотношением толщины изоляторов.

     Испытания преобразователей влажности, имеющих датчики с комбинированным покрытием, обнаружили, что на их показания температура и минерализация воды влияют очень незна­чительно и при решении практических задач ими вполне мож­но пренебречь.

     Результаты исследований влияния температуры и минера­лизации жидкости на показания преобразователя с комбини­рованной изоляцией датчика показывают [80], что погрешности от этих факторов не превышают основной погрешности прибора.

Выше рассмотрен вопрос влияния температуры и давления на характеристики преобразователя влажности при заполнении датчика однородной средой - воздухом, водой, т. е. так назы­ваемые инструментальные погрешности. Зная характеристики самих преобразователей, можно хотя бы качественно опреде­лить влияние температуры на диэлектрические свойства водонефтяных эмульсий, для чего нужно снимать показания пре­образователей влажности при различных значениях темпера­туры эмульсий. Работа проводилась на образцовой Установке по приготовлению эмульсий и поверке влагомеров УПВН-1 [77] Необходимую температуру эмульсии получали при помо­щи термостата ТС-24М. При изменении температуры (20, 30, 50, 70°С) эмульсии в рабочей камере записывались три значе­ния выходного сигнала для каждой величины температуры и находилось среднее арифметическое значение.

    Дополнительная погрешность определялась по формуле

                                     (17)

где W_t — объемное содержание воды в нефти, определенное по статической характеристике преобразователя и соответству­ющее показанию последнего при испытательной температуре; W₂₀ — то же при температуре 20°С; W_верх - верхний предел измерения преобразователя.

    Результаты эксперимента (табл.2) говорят о незначитель­ности дополнительных погрешностей при изменении температу­ры эмульсии.

                                                     Таблица 2

ВЛИЯНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ВОДОНЕФТЯНОГО ПОТОКА НА ПОКАЗАНИЯ ВЛАГОМЕРОВ 

    Диэлькометрические влагомеры удовлетворительно могут работать только в эмульсии типа «вода в нефти». Для нормальной работы влагомера в забойных скважинах необходимо, чтобы в измерительной полости датчика находилась смесь, имеющая структуру «вода в нефти». Это возможно при обводненности жидкости, проходящей через датчик, не более 60-70%; наличии достаточной скорости для образования в полости датчика эмульсионной структуры потока («вода в нефти») и отсутствии четочной (пробковой) и пленочной (стержневой) структуры; отсутствии в полости датчика неподвижной жидкости.

    Анализ обстоятельств нормальной работы влагомеров показывает, что для каждого процентного содержания «воды в нефти» имеется вполне определенная критическая скорость v_кр, ниже которой происходит разложение эмульсии и наступает капельная, четочная или пленочная структура потока водонефтяной смеси, неблагоприятная для работы влагомеров. Погреш­ность, вызываемая этим фактором, может достигать несколько сотен процентов [28, 53].

    Скважинные влагомеры непосредственно  определяют мгно­венное значение соотношения фаз в единице объема W_каж. Вви­ду этого относительное движение фаз может вызывать большие ошибки  [74]  в определении истинной обводненности W_ист.

     К настоящему времени  очень мало теоретических  и экспе­риментальных данных по определению зависимостей типа

                (18)

где v_ср — средняя скорость    водонефтяного    потока; v_отн = v_н – v_в —  относительная    скорость    скольжения  фаз   (v_н , v_{в -}  скорости соответственно    нефти    и воды); ρ_н, ρ_в, v_н , v_в — плот­ности и вязкости соответственно нефти и воды.

          В работе  показано, что

                            (20)

где S_В, S_Н — площадь сечения датчика, занятая соответственно каплями воды и нефти; S_Д — живое сечение датчика влагоме­ра; Q — объемный расход потока жидкости через датчик.

    Данная зависимость справедлива только для случая капель­ной структуры  потока; для четочной и пленочной структур потока определенных обобщающих зависимостей нет.

Рис.8. зависимость между истинной обводненностью, объемным соотношением компонентов и скоростью потока.

 Истинное содержание нефти в смеси, %: 1-20, 2-20, 3-50, 4-80, 5-90, 6-99.

В работе [83] сделана попытка (рис.8) установить зависимость между истинной и кажущейся обводненностями средней скоростью потока, которая справедлива лишь для определенных физических свойств воды - 1 г/см³, плотность нефти — 0,851 г/см³, кинематическая вязкость нефти — 20*10^-6 м²/с, поверхностное натяжение — 50,2*10^-6 Н/см. И все же эта зависимость позволяет сделать очень важные выводы, как для разработки, так и для эксплуатации скважинных влагомеров, а именно: 

   при скоростях потока на забое скважин 0,5 м/с и выше истинная обводненность практически не отличается от кажу­щейся. Следовательно, создавая высокие скорости потока через проточные датчики влагомеров, можно устранить погрешности, обусловленные скольжением фаз, или свести их к минимуму;

    при скоростях потока ниже 0,5 м/с необходимо учитывать погрешности в измерениях, имея зависимость между W_ист, W_каж и v_ср.

    Отсутствие на месторождениях установок для исследования связи между W_ист, W_каж и v_ср затрудняет количественную оценку обводненности водонефтяного потока в неблагоприят­ных для этого условиях.

    С целью установления границ применимости скважинных шагомеров для определения обводняющихся интервалов и уточ­нения методики интерпретации результатов измерений был поставлен специальный опыт на действующей безводной скважине [28]. Вода в скважину подавалась с помощью плунжерного регулируемого насоса (рис.9).

    При I режиме - небольшой обводненности и больших дебитах (общий дебит скважины - 200 м³/сут, обводненность -  13%)   место притока  воды однозначно и точно регистрируется  влагомером,   как  с  закрытым,  так и  с  раскрытым пакером. В этом случае 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 залит водой и нефть в интервале 1696—1680 м всплывает через столб воды.

    По данным замеров в III режиме (общий дебит — 60 м³/сут, обводненность—18%) можно оценить минимальную при­веденную скорость потока (v_пр = Q_H/S), необходимую для выте­снения неподвижной воды из полости датчика, при которой гравитационное разделение компонентов (воды и нефти) невоз­можно. Действительно, на глубине 1694 м во II 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 потока при раскрытом пакере — 25 см² (18 см²-площадь калиброванных отверстий на пакере, 7 см² - сечение рабочей полости датчика), то минимальная приведенная ско­рость потока составит 13—15 см/с. Это значит, что влагомером с проходным сечением датчика 7 см² даже при наличии абсо­лютного пакера и дебитах нефти ниже 8 м³/сут измерения проводить невозможно. По этой причине у нижней кромки нижнего пласта при дебитах меньше 30 м³/сут влагомер и с раскрытым пакером регистрирует наличие воды во всех трех 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, - необходимость создания повышенных скоростей пото­ка в измерительном канале, что можно достигнуть уменьше­нием сечения измерительного канала с одновременным повы­шением жесткости пакера прибора [38].

Рис. 9. Схема установки для испытания влагомеров и кривые интегральной обводненности.

Показания: 1 - дебитомера, 2 – влагомера с закрытым пакером, 3 – влагомера с раскрытым пакером

СКВАЖИННЫЕ ВЛАГОМЕРЫ  ВГД-1М и ВГД-2М 

         Влагомеры ВГД-1М и ВГД-2М предназначены для опреде­ления интервалов и количества воды, притекающей к забою эксплуатационных фонтанных скважин.

         Приборы позволяют проводить измерения в скважинах, имеющих насосно-компрессорные трубы диаметром не менее 50 мм и обсадную колонну диаметром от 124 до 155 мм.

         Влагомеры типа ВГД-1М и ВГД-2М в отличие от других приборов аналогичного назначения [33, 53]:

         снабжены дистанционно управляемым пакерующим устрой­ством, позволяющим на забое скважины перекрыть колонну и направить поток жидкости через измерительный узел;

     искусственно повышают скорость потока и частично диспер­гируют компоненты водонефтяной смеси;

     качественно определяют на забое скважины путем измене­ния степени раскрытия пакера структуру потока водонефтяной смеси.

     Кроме отмеченных положительных качеств, влагомеры ВГД. 1МиВГД-2М имеют все достоинства, присущие расходомерам РГД-1М и РГД-2М, на базе которых они выполнены.

     Скважинный прибор ВГД-1М (рис.10) состоит из кабель­ной головки, узла управления и коммутации, пакерующего уст­ройства, измерительного преобразователя с датчиком и хвосто­вика с грузом.

     Конструкция влагомера ВГД-1М максимально унифицирована с расходомером РГД-1М. Конструктивно он отличается от расходомера тем, что вместо измерительного узла, состоящего из гидродинамической турбинки и магнитоэлектрического преобразователя  в измерительной полости направляющей тру­бы 1 установлен изолированный внутренний электрод 2 датчика влажности, а в герметической полости трубы 3 размещен элек­тронный блок 4 измерительного преобразователя. Таким обра­зом, изолированный электрод 2 и струенаправляющая труба 1 являются соответственно внутренним и внешним электродами емкостного датчика влажности. Емкостной датчик влажности подключен непосредственно в контур измерительного генерато­ра, находящегося в электронном блоке измерительного преоб­разователя.

    Работа измерительного преобразователя скважинного влагомера основана на диэлькометрическом методе измерения содержания воды в водонефтяной смеси.