48. Расходометрия скважин

Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины расходомерами. С их помощью решаются следующие основные задачи: в дей­ствующих скважинах выделяют интервал притока или поглоще­ния жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости от­дельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом.

Различают гидродинамические и термокондуктивные расхо­домеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.

Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, через нее проходит поток жидкости, за­ставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям кото­рого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем бы­стрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей ве­личину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.

По данным точечных измерений, проводимых последова­тельно и равномерно в заданных точках, дается количественная оценка распределения расхода жидкости по пластам и строится интегральная расходограмма. Полученная кривая показывает количество жидкости, проходящей через сечение скважины на различных глубинах (рис. 176).

Интегральная кривая характеризует суммарный дебит всех пластов, расположенных ниже данной глубины. В интервалах притока на такой кривой наблюдается рост показаний, а в интервалах поглощения — их уменьшение. Интегральная расходо­грамма служит для построения дифференциальной зависимости (см. рис. 176, кривая 2), характеризующей интенсивность при­тока (поглощения) на единицу мощности пласта.

Из анализа расходограмм следует, что не все проницаемые прослои, выделяемые в разрезе по геолого-геофизическим дан­ным, работают. Отсутствие поступления нефти из

пласта в сква­жину возможно из-за малой проницаемости и градиента пере­пада давления в

пласте, загрязнения прискважинной зоны, не­полноценной перфорации колонны и др.

В примере исследования профиля притока расходомером и плотномером (рис. 177)

изме­

рения, проведенные через 1,5 мес после

введения скважины в эксплуатацию, показали,

что в отдаче нефти участвует только верхняя

часть пласта мощностью 2,6 м. Для улучшения поступ­ления нефтей из пласта в колонну скважины в интервале 1325— 1333,5 м была проведена дополнительная перфорация, в ре­зультате дебит безводной нефти возрос с 39 до

60 м³/сут. По­вторные измерения показали, что мощность отдающего интер­вала увеличилась на

7,2 м.

Основным преимуществом гидродинамических расходомеров является сравнительно небольшое влияние состава флюида на результаты измерений и возможность количественной оценки притока жидкости из интервала перфорации. Недостатки их следующие: низкая чувствительность к малым дебитам (1— 5 м³/сут), частые отказы из-за наличия в жидкости механиче­ских примесей (песка, глинистых частиц).

ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ

Изучение состава флюидов в стволе скважины проводят мето­дами электрометрии, радиометрии и термометрии. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняю­щей скважину. Эти работы проводятся чаще всего для опреде­ления мест притока воды в скважину с помощью резистивиметров. Показания резистивиметра сильно зависят от характера водонефтяной смеси, которая может быть гидрофильной (вода образует непрерывную фазу, а нефть присутствует в виде капель) и гидрофобной (вода содержится в виде капель). Переход гидрофильной смеси в гидрофобную отмечается на диаграмме четко выраженным увеличением удельного сопротивления. Такой переход отмечается при критическом нефти в воде (30—60%) и может соответствовать притокам нефти в скважину.

Влагометрия скважины заключается в измерении содер­жания воды в жидкости, заполняющей скважину. Резкое разли­чие между диэлектрической проницаемостью воды (е'~80) и нефти (е'=2-6) дает возможность создать по этому принципу прибор диэлектрического влагомера ВГО. Чув­ствительным элементом такого прибора является проточный конденсатор, между обкладками которого при движении при­бора по скважине протекает исследуемый флюид. Регистрация кривой влагомером производится при его подъеме со скоростью 100—500 м/ч; горизонтальный масштаб колеблется в пределах 0,5—1 кГц/см.

Для определения содержания воды (в %) в смеси жидкости влагомер перед измерением градуируют. Для этого строят гра­фик зависимости частоты измеряемого сигнала f от содержания воды; с увеличением содержания воды показания влагомера растут.

В примере выделения заводняемого пласта с использованием влагомера ВГД и расходомера РГД (рис. 178) перфорированы три пласта, общий приток жидкости составлял 360 м³/сут. По показаниям влагомера в интервале нижнего пласта обводнен­ность потока достигала 88 %, снижаясь в пределах верхних пла­стов до 55%. При проведении ремонтных работ и отключении нижнего обводняющего пласта скважина стала давать безвод­ную нефть с дебитом 200 м³/сут.

К недостаткам влагомеров относятся зависимость результа­тов измерений от степени дисперсности нефти и воды в сква­жине, резкое снижение чувствительности к изменению водосо-держания в тех случаях, когда водосодержание более 50 %, чувствительность ВГД к механическим примесям. Однако, не­смотря на эти недостатки, замеры влагомером дают дополни­тельную информацию при контроле за обводнением перфориро­ванных скважин.

Измерение плотности жидкости в скважине про­изводится с помощью гамма-плотномера (ГГП), основанного на измерении интенсивности поглощения гамма-квантов флюидом, заполняющим скважину. Источник мягкого гамма-излучателя с энергией менее 100 кэВ и расположенный на расстоянии 0,3—0,4 м от него индикатор, регистрирующий ин­тенсивность гамма-лучей. При такой интенсивности источника влияние стенок скважины сведено к минимуму. Гамма-плотномеры рассчитаны на диапазон изменения плотности жидкости 0,7—1,2 г/см³. Точность измерений ±0,01 г/см³, что соответст­вует 5 % -ной обводненности нефти с плотностью 0,8 г/см³ водой плотностью 1 г/см³. Регистрация кривой прибором ГГП произ­водится со скоростью от 50 до 100 м/ч.