40. Как выглядят кривые термокондуктивной дебитометрии и как по ним определяют дебит?

Рис. 52. Выделение работающих ин­тервалов в обсаж скв по кривой термокондуктивного расхо­домера. Участки пласта: 1 – работающие, 2 – неработающие, 3 – профиль притока флюида, 4 – вода, 5 – нефть.

В случае однофазного потока на кривой термокондуктивного расхо­домера нижняя граница интервала притока или приемистости флюида отм-ся переходом от max значения ΔТ к меньшему, а верхняя — min ΔТ (рис. 52).

На термокондуктивной расходограмме набл-ся ряд хар-­ных интервалов:

1)участок эксплуатационной колонны выше работающих пластов с показаниями ΔТ_эк, соответствующими суммарному дебиту (расходу) скважины;

2) участок эксплуатационной колонны ниже работающих пластов в неподвижной среде с показаниями в нефти ΔТ_он и в воде ΔТ_ов,в остановленной скв четко отм-ся раздел нефть—вода по резкому возрастанию приращений ΔТ при пересечении прибором контакта воды с нефтью;

3) участок установившегося потока в интервале работающих пла­стов с показаниями ΔТ_у;

4) участок в лифтовой колонне, отмечающийся снижением показа­ний ΔТ_лк за счет возрастания линейной скорости движения флюида.

При двухфазном потоке интерпретация терморасходограммы ус­ложняется. В этом случае выделено четыре основных типа терморасходограмм при различных соотношениях величин расходов воды и нефти.

При анализе повторных профилей расхода в ряде случаев можно выявить интервалы обводнения пласта. Динамика производительности обводняющегося пласта такова, что на начальной стадии обводнения приток снижается из-за уменьшения относительной проницаемости при двухфазном течении жидкостей, а затем возрастает. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то при неизменной депрессии приток из обводнившегося интервала становится выше, чем до обводнения.

40. Как определяют содержание воды в потоке по данным диэлектрического влагомера?

Данные диэлькометрической влагометрии дают возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по вели­чине их диэлектрической проницаемости. Т.к. относительная диэлек­трич проницаемость воды изм-ся в завис-ти от мин-­ции от 50 до 80 отн. ед., а нефти — от 2 до 4 отн. ед., то появление воды в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрич проницаемость смеси. С целью кол-венного опр-я содержания нефти и воды в смеси влагомеры градуируют и по рез-там градуировки строят эталонировочный график завис-ти относительного разностного па­раметра f*=(f-f_н)/(f_в-f_н) от %-ного содержания воды в сме­си С_в.

Для этого определяют показания влагомера в безводной нефти f_н, в воде f_в и водонефтяной смеси f.

В добывающих скв, работающих нефтью с водой, по совмест­ным данным влагометрии и расходометрии опр-ют содержание воды в нефти.

Кол-венную интерпретацию данных дебита и обводнения сква­жин проводят в двух точках, расположенных над и под продуктивным интервалом. Суммарный приток жидкости Q, а также отдельно нефти Q_н и воды Q_в из этого интервала вычисляют по ф-лам Q=Q₂-Q₁; Q_в=Q₂С_в2- Q₁С_в1; Q_н=Q-Q_в, где Q₂, Q₁ и С_в1, С_в2 – соответственно притоки и доли воды в объеме нефти, измеряемые над и под пластом.