Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений

гидрофобной смеси  не должна превышать ± 3%;

-  нестабильность  работы в течение 6 часов не  должна превышать ± 1%;

-  обнаруживать  обводненность нефти при дебите скважины менее 100 м3

/сут

и фиксировать  приток нефти в гидрофильную среду.

Исследуемые  интервалы  включают  как  непрерывные,  так  и  точечные  замеры

влагомером.  Непрерывные  замеры  проводятся  в  перфорированных  пластах  с  закрытым

пакером на спуске, при подъеме прибора запись ведется с полностью открытым пакером.

Скорость при  общих замерах не более 1000 м/ч, при  детальных – 300 м/ч.

Основным  недостатком  всех  влагомеров  является  зависимость  их   показаний  от

свойств нефти, воды и структуры водонефтяных смесей, которые зависят от температуры,

давления,  газонасыщения  и могут изменяться  по  площади и толщине даже  одного

нефтяного  горизонта,  что  при  количественной  оценке  компонентного  состава  смеси

требует  проведения  больших  тарировочных  работ по  построению  градуировочных

зависимостей  с учетом всех мешающих факторов.

Влагомер  локального  типа (ВБСТ-2)  обладает  более  высокой  чувствительностью  к

радиальным  притокам  нефти  в  колонну  обводненной  скважины.  Эти  влагомеры

выпускаются диаметром 25 мм и 38 мм и позволяют исследовать  как фонтанирующие, так

и  глубинно-насосные  скважины  через  межтрубное  пространство  при  забойных

температурах до 1500

С.

3.1.2.2 Индукционная резистивиметрия

Применение  резистивиметров  основано  на  измерении электрических свойств

водонефтяной  смеси в стволе скважины, позволяющих  выделить гидрофильную (нефть в

воде)  и  гидрофобную (вода  в нефти)  составляющие  и устанавливать положение

водонефтяного раздела в скважинах ВНР).  5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 32

Исследования  индукционным  резистивиметром  позволяют определить  удельную

проводимость  среды  в  колонне,  положение  нефтеводораздела  – границу перехода

гидрофильной  среды в гидрофобную, границы зон гидрофильных водонефтяных смесей с

различной  концентрацией  нефти  в  воде,  границы  изменения  минерализации  воды  в

колонне.  Полученная  информация  обеспечивает  выделение  слабых  притоков  нефти  в

скважину  при  содержании  воды  в  колонне  более  50%  и  определение мест  поступления

воды в  колонну  различной минерализации, определение  капельной и  четочной  структур

течения для  гидрофильных смесей.

Предъявляемые  требования  к индукционным резистивиметрам  – измерения УЭП в

интервале  0.1  – 30  См/м с основной  относительной погрешностью  не  более ± 5%,

допустимый  коэффициент  нелинейной  зависимости  показаний  от  УЭП  не  более  ±  5%,

погрешность  по  температуре  не  более  ±  0.5%  на  100

С.  Скорость  записи  400-600  м/ч.

Учитывая  высокую  чувствительность  метода  к  небольшим  притокам  нефти,

индукционный  резистивиметр  следует применять как метод для выявления слабых

притоков нефти  через «застойную» воду, как индикатор  типа эмульсии.

3.1.2.3 Плотнометрия

Одно  из  свойств,  которое  может  быть  использовано  для  изучения  характера  и

состава жидкости в скважине является плотность, по величине которой можно с большой

точностью  судить  о  соотношении  отдельных  ее  компонентов (нефти,  воды)  в  скважине.

Разработанная  аппаратура,  гамма-гамма-плотномера (ГГП)  обеспечивает  определение

плотности жидкости в стволе действующих скважин  в диапазоне 0.7-1.2 г/см3

с точностью

до +0.01 г/см3

. Различные конструкции  для исследования фонтанирующих  (ГГП-1, ГГП-2

диаметром соответственно 42 и 32 мм) и глубинно-насосных скважин  через межтрубное

пространство (ГГП-3  диаметром  25 мм)  в  настоящее  время применяется  в  комплексе (с

механическими дебитомерами типа РГД-1М, ДГД-6Б, термоэлектрическими типа СТД-2,

СТД-4) при определении  обводненных интервалов перфорированных  пластов в условиях

любой минерализации  пластовых вод.

Эффективность исследований данным комплексом составляет около 80%. Однако в

условиях  низких  дебитов пластов,  когда образуются «застойные» воды,  оказывающие

влияние  на  результаты  определения  плотности  жидкости,  поступающей  из  пласта,

интерпретация  данных  измерений  гамма-плотномером  становится  неоднозначной,  а

иногда и невозможной. При низких дебитах плотномер  имеет пакер. Одним из критериев

качества  записи  является  совпадение  повторных  замеров.  При  пульсирующем  режиме

работы скважины воспроизводимость измеряют в зумпфе. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 33

В скважинах  с суммарным дебитом жидкости в исследуемом интервале не ниже 120-

160  м3

/сутки,  метод   плотнометрии  уверенно  решает  задачу  выделения интервалов

поступления в  скважину воды, нефти. Скорость записи при детальных исследованиях 50-

100 м/ч.

При  наличии  данных  гидродинамического  расходомера  о  количественной  оценке

поступающей  жидкости  из  интервалов  и  отсутствии  затрубной  циркуляции,  по

результатам  исследования  плотномером  можно  произвести  количественную  оценку

обводненности  работающих  интервалов.  Эффективность комплекса,  который включает

плотномер,  по  выделению  интервалов  обводнения  пластов  по  этой  категории  скважин

составляет 80-90%.

В  скважинах,  в  которых  суммарный  дебит  жидкости  ниже  120  м3

/сут,  метод

беспакерной  плотнометрии  снижает свою  эффективность по  выделению обводненного

интервала. При  данном режиме движения двухкомпонентного  потока проявляется эффект

«гравитационного»  разделения  на  фазы,  в  результате  чего  наблюдается  завышение

обводненности потока в интервале исследования. Это связано с неоднородностью потока

жидкости в  колонне и наличием «застойной»  воды против исследуемого интервала, через

которую они работают. При слабых притоках нефти в «застойную» воду нефть всплывает

в  виде  отдельных  включений,  которые  занимают  незначительную  площадь  в общем

сечении  колонны.  Результаты  исследований  состава жидкости  плотномером в  таких

условиях  получаются  искаженными  и  показывают  завышенную  обводненность  против

исследуемого  интервала по сравнению с промысловыми данными.

3.1.3 Термометрия

Термометрия  действующих  скважин (высокочувствительная  термометрия)

отличается  от  традиционной  термометрии (геометрия,  метод  закачки  жидкости  с

контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в  процессе работы скважины и

исследуются  тепловые  аномалии,  обусловленные  термодинамическими  эффектами  при

движении флюидов в пласте и стволе скважины.

Исследования  сводятся  к  спуску  термометра  в  продуктивный  интервал  и

регистрации  распределения  температуры  вдоль  ствола  скважины  с  обязательным

перекрытием зумпфа и приема НКТ. Желательно, чтобы прием  НКТ был поднят на 40–50

метров  выше  кровли  верхнего  перфорированного  пласта.  В  действующей  скважине  с

квазистационарным тепловым полем обязательно регистрируется повторная термограмма

и  несколько  термограмм  в  остановленной  скважине.  Масштаб  записи  температуры

0.050

С/см. 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 34

Интерпретация  термограмм  заключается   в  выявлении  и  анализе  температурных

аномалий. Анализ начинают  с  зумпфа. При наличии  участка ненарушенной  геотермы (в

действующей  скважине  обычно  на  расстоянии  более  10  м  от  подошвы  нижнего

работающего  пласта)  определяют  градиент  температуры.  Корреляция  градиентов

температуры с  разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и

заколонном пространстве по данным термометрии.

Заключение  по  результатам  исследований  скважины  выдается  по  данным  всего

комплекса (локация  муфт,  плотнометрия,  ГК,  механическая  и термокондуктивная

дебитометрия, влагометрия, резистивиметрия):

-  диагностика  состояния насосно-подъемного оборудования;

-  выявление   обводненных  интервалов  по  эффекту  охлаждения  пласта

закачиваемыми водами;

-  определение  интервалов разгазирования и поступления газа.

Термометрия  позволяет  получить  информацию  о  пластах,  перекрытых  НКТ  и  о

работе  пластов,  недоступных  исследованию  в  действующей  скважине (по  измерениям  в

остановленной скважине после извлечения из нее  оборудования).

После  регистрации  термограмм,  не  поднимая  прибор  из  интервала  исследований

проводится  первичная  оценка  качества  материала.  В  качестве  критериев  используются

уровень  случайных  помех (не  должен  превышать  0.020

С)  и  качество  воспроизведения

аномалий на основной и повторной диаграммах (расхождение диаграмм не должно быть

более  0.10

С  по  большинству точек,  общий характер  изменения температуры должен

повторяться с  высокой точностью).

Может быть установлен масштаб записи термометрии в 0.020

С/см.

Измерение  температуры  в  интервале продуктивных  пластов  проводится  на  спуске.

Скорость  движения  термометра  зависит  от  постоянной  времени датчика.  Поскольку

постоянная  времени,  определенная  в лабораторных  условиях,  не  всегда  совпадает с

реальным  значением  в скважине, рекомендуется писать со скоростью не более 200 м/час.

Распределение  температуры  по  стволу  добывающей  скважины  определяется

следующими факторами:

-  естественное  тепловое поле Земли;

-  изменение  температуры флюида при фильтрации  в пласте (баротермический

эффект);

-  эффект калориметрического  смешивания восходящего по колонне  потока с

поступающим из пластов флюидом; 5. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений 35

-  теплообмен  между потоком жидкости  в   стволе  скважины и окружающими