17. Физические основы методики исследования флюидов в действующих добывающих скважинах

Речь идет об исследованиях в стволе скважины. Изучение состава флюидов в стволе проводят методами электрометрии, радиометрии и термометрии. От применяемых для этой цели измерительных глубинных установок требуется, чтобы радиус исследований не превышал радиуса ствола колонны. Полученные данные о составе флюидов в стволе скважины служат дополнительными материалами для контроля их технического состояния и разработки месторождений. Резистивиметрия скважины заключается в измерении удельного электрического сопротивления жидкости, заполняющей скважину. Влагометрия заключается в измерении содержания воды в жидкости, заполняющей скважину. Измерение плотности жидкости в скважине производится с помощью гамма-плотномера, основанного на измерении интенсивности поглощения гамма-квантов флюидом, заполняющим скважину. Основная задача исследования флюидов – путем измерения объемных характеристик и вещественного состава потока флюидов на забое необходимо определить интервалы поступления воды нефти в колонну, оценить их в качественном и в количественном отношении в местах притока.

Осложняющим обстоятельством является относительное скольжение фаз под действием гравитационных сил (плотность воды больше плотности нефти). При низких скоростях потока в вертикальной колонне появляется эффект гравитационного разделения на фазы из-за разницы в удельном весе нефти и воды, что приводит к накоплению застойной воды на забое.

W_н = Q_н/S_к

Если v_н>v₀=12-15 м/с, то скольжение фаз прекращается

Скорость потока должна быть больше 10 м/с, тогда состав флюидов на забое будет стремится к составу из интервалов перфорации.

18. Определение скорости потока жидкости по стволу работающей скважины

Исследования проводятся с целью контроля технического состояния скважины, геофизических исследований скважин, а также контроля при эксплуатации скважин. Осуществляются при проведении исследований в бурящихся и добывающих скважинах. Результаты измерений используются также при комплексной интерпретации каротажных материалов. В некоторых случаях (высокая вязкость нефти, наличие большого количества механических примесей, сильная намагниченность колонны, низкий дебет скважины и д р.) нет возможности получить качественные диаграммы механической расходометрии И, следовательно, количественную оценку дебета (расхода) по данным механической расходометрии с приемлемой точностью в этих случаях получить невозможно. Термодебитомеры свободны от указанных выше недостатков механических расходомеров и используются при исследовании скважин в качестве индикаторов притока. Существует способ количественной оценки дебита (расхода) скважин по данным термоиндикации притока. Используя график эталонировки прибора, определяют скорость потока жидкости в скважине. При этом необходимым условием достоверности результатов оценки скорости потока является идентичность условий эталонировки прибора в стенде и проведения замеров прибором в скважине. На показания термодебитомера существенно влияют : диаметр труб, физические свойства жидкости, структура потока жидкости, ток питания прибора и другие факторы, совокупное влияние которых учесть на стенде практически невозможно. Кроме того, крутизна эталонировочной характеристики уменьшается с увеличением скорости потока жидкости и, как следствие, увеличиваются погрешности. Однако, в большинстве случаев реальные условия измерений в скважине существенно отличаются от условий эталонировки прибора в стенде, что делает возможным использование термодебитомера лишь в качестве термоиндиктора притока. В качестве эталонировочной характеристики термодебитомера используется зависимость

dT = f (Dk,Q)

Где Dk - диаметр колонны, Q - дебет,

dT = T - Tж

T - температура датчика, Tж - температура потока. Эталонировка прибора должна производиться в той же жидкости, в которой будут производиться исследования.В 1984 году были разработаны два способа (авторы Кругляк В.Г., Попов С.А.)количественной оценки скорости потока жидкости, отличающиеся от способа, предложенного выше. Способ N 1 заключается в следующем. В процессе проведения исследований прибор перемещают по стволу скважины в направлении движения потока жидкости (регистрируя температуру датчика) и подбирают скорость движения прибора таким образом, чтобы температура датчика прибора была максимальной (т.е., в этот момент скорость прибора совпадает со скоростью потока жидкости). Как частный случай, если интервал исследований имеет небольшую протяженность, то нужно сделать серию замеров в одном и том же интервале глубин. При этом скорость регистрации прибора (в направлении движения потока жидкости) в каждом замере выбирается таким образом, чтобы температура датчика была больше, чем в предыдущем замере. В процессе каждого замера скорость движения прибора выдерживается постоянной. Этот процесс производится до тех пор, пока не найдена такая скорость движения прибора, при которой температура датчика была бы максимальной. Эта скорость соответствует скорости потока жидкости. Способ N 2заключается в следующем. В процессе проведения исследований прибор перемещают по стволу скважины с различной скоростью движения прибора (регистрируя температуру датчика), как по потоку, так и против потока жидкости скважины. Затем рассчитывают скорость потока жидкости экстраполируя измеренные значения скорости прибора и температуры датчика в область максимальных значений температуры датчика (т.е., рассчитывают такую скорость движения прибора, при которой температура датчика будет максимальной, это значение и будет соответствовать скорости потока жидкости). Как частный случай, если интервал исследований имеет небольшую протяженность, то нужно сделать серию замеров в одном и том же интервале глубин. При этом скорость регистрации прибора в каждом замере разная, но в процессе замера скорость движения прибора выдерживается постоянной.