159. Способы регистрации индикаторных жидкостей.
Индикаторные жидкости, обладающие γ-излучением, регистрир-ся непоср-но в стволе скважины (γ-каротаж), а изотопы, испускающие -излучения, анализируются по отобранным пробам в лабораторных условиях счетчиками Гейгера-Мюллера внутреннего наполнения с помощью жидких сцинтилляторов.
Наличие красителей в отобранных из скважин пробах определяется прибором фотокалориметром, а индикаторы пищевых добавок - при помощи химического анализа пробы жидкости. Флуоресцеин обнаруживается путем облучения воды ультрафиолетовыми лучами ртутно-кварцевой лампы. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты определяются с помощью рентгенофлюоресцентного спектрального анализа (РФСА); индикаторы радикального типа - на основе эффекта электронного парамагнитного резонанса ЭПР на приборе ЭПР-спектрометр.
В настоящее время геохимические методы на основе количественного распознавания нефтепромысловых жидкостей в двойных смесях успешно применяются для решения ряда задач контроля за разработкой нефтяных месторождений - определения относительных дебитов нефти из совместно эксплуатируемых пластов, контроля за заводнением нефтяных залежей, определения эффективности гидроразрыва нефтеносных пластов и т.д.
полученные значения точности и чувствительности метода позволяют обоснованно сопоставить их между собой, выбрать наиболее информативные геохимические параметры, определить критерии применимости того или иного метода на конкретном месторождении.
двойной смесь - смесь двух однородных по составу нефтепромысловых жидкостей, например, нефтей из различных стратиграфических горизонтов или вод - закачиваемой для поддержания пластового давления и пластовой.
160. Контроль дебитов многопластового объекта разработки с помощью естественных индикаторов микрокомпонентов продуктивных пластов.
1. Проверяем с помощью ГД расходомеров и дебитомеров.
2. С помощью у-у-плотностномеров. 3. Методом наведенной активности по кислороду.
Микрокомпонентные индикаторные жидкости используются в тех случаях, когда другими методами невозможно зафиксировать очень малый по мощности пропласток.
С1=а1x1+a2x2+anxn
С1
С2 комплексн.
С3 микрокомпонентная. модель жидкости
Оценку дебита работ многопластового объекта, производят для расчёта остат.запасов по этим пластам.
161. Комплекс методов для оценки величины и состава, поступающей из пласта жидкости.
Состав флюидов может быть установлен с помощью электрометрии, радиометрии и термометрии. Наибольшее распространение получили электрические методы — резистивиметрия и влагометрия, а из ядерных методов — плотностеметрия.
Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, воду, газ и их смеси. Смеси бывают гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель) и гидрофобные (в нефти в виде капель содержится вода). Первая смесь характеризуется весьма низким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению чистой воды, а вторая — весьма высоким электрическим сопротивлением, близким к сопротивлению нефти. Для получения кривой удельного электрического сопротивления флюида по стволу скважины используются два типа резистивиметров: индукционный и одноэлектродный на постоянном токе. Индукционный резистивиметр представляет собой две тороидальные катушки, одна из которых является генераторной и возбуждает в исследуемой среде вихревые токи частотой 100 кГц, а другая — приемной. Вихревые токи циркулируют в вертикальных плоскостях и пронизывают объем жидкости, омывающей датчик. Величина ЭДС, регистрируемая приемной катушкой, ~ электропроводности жидкости. Индукционный резистивиметр РИС-36 позволяет измерять электропроводность жидкости от 0,1 до 30 См/м с погрешностью не более 5%. Одноэлектродный резистивиметр работает по принципу токового метода и используется лишь для качественной оценки измерения сопротивления смеси в скважине. Граница перехода от воды к нефти или от гидрофильной смеси к гидрофобной отмечается на кривой резистивиметрии резким скачком величины сопротивления.
Влагометрия дает возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости. Известно, что диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 50 до 80, нефти — от 2 до 4. Повышение содержания воды в нефти существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смесей.
Величина диэлектрической проницаемости флюидов измеряется скважинными приборами — диэлектрическими влагомерами, представляющими собой измерительный RC-генератор, в колебательный контур которого включен измерительный проточный конденсатор. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная смесь. Существуют пакерные и беспакерные влагомеры. Для измерения диэлектрической проницаемости флюидов используется скважинный расходомер — влагомер «Кобра-ЗбРВ», имеющий пакер, диаметр которого в раскрытом состоянии 155 мм, и позволяющий устанавливать процентное содержание воды в нефти от 0 до 60 %. На влагограмме можно установить границу воды и нефти или их смесей по уменьшению показаний при переходе от водоносной зоны к нефтеносной. Данные влагометрии позволяют находить процентное содержание воды и нефти в смеси с точностью до ±3 %. Влагограммы записываются при подъеме прибора со скоростью от 100 до 500 м/ч. На показания влагомеров большое влияние оказывают состав и свойства нефти, свойства воды и содержание солей в ней, структура водонефтяной смеси, а также изменения давления и температуры в стволе скважины, и др. Диэлектрометрические влагомеры способны удовлетворительно работать только в эмульсии типа «вода в нефти». Погрешность, вызываемая изменением структуры потока, может достигать нескольких сотен процентов. Обеспечивая при измерениях влагомерами большие скорости движения потока через датчик, можно устранить погрешности, обусловленные проскальзыванием фаз, или свести их к минимуму.
Плотностеметрия основана на изучении плотности жидкостей в стволе скважины с помощью гамма-гамма-метода (ГГМ) в его селективной модификации по поглощению квантов. Определение плотности жидкости базируется на зависимости интенсивности рассеянного у-излучения от эффективного атомного номера изучаемой среды, состоящей из различных химических элементов, при ограничении энергии излучения сверху значением 1 МэВ, а снизу — величиной, при которой комптон-эффект в среде на два порядка выше фотоэффекта. Результаты измерений гамма-гамма-метода отражают плотностную характеристику среды.
Разработаны два способа определения плотности жидкости: по изменению интенсивности у-излучения после прохождения у-квантов через слой жидкости, находящийся между источником и детектором у-излучения (ГГП-П), и по рассеянию у-квантов окружающей прибор жидкостью (ГТП-Р). Модификация ГГП-П позволяет изучать плотность смеси между пространством зонда, а ГГП-Р — среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.
Зонд прибора типа ГГП-П содержит источник у-излучения и расположенный от него на расстоянии 0,3—0,4 м индикатор у-лучей, прошедших через слой исследуемой жидкости. Зонд помещен в свинцовые экраны с коллимационными отверстиями, находящимися на одной оси и направленными навстречу друг другу. Пространство между этими отверстиями свободно промывается исследуемой жидкостью. В качестве источника мягкого у-излучения применяется тулий-170 Скорость записи кривой прибора ГГП-30 изменяется от 5 до 100 м/ч.
Показания интенсивности рассеянного у-излучения, зарегистрированные плотностемером, с помощью эталонировочных графиков переводятся в значения плотности; на кривых плотностеграммы переход от воды к нефти отмечается повышением интенсивности рассеянного у-излучения.