Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Реферат: Исследование состава смеси в стволе скважины - файл n1.doc


Реферат: Исследование состава смеси в стволе скважины
скачать (87 kb.)

Доступные файлы (1):

n1.doc87kb.23.01.2013 18:47скачать


n1.doc



МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН



Реферат

по курсу: «Промысловые геофизические методы и приборы»

на тему: «Исследование состава смеси в стволе скважины»


Содержание

Введение………………………………………………………………………..

3

Методы исследования состава смеси в скважине. …………………………

4

1. Резистивиметрия…………………………………………..…………………

4

2. Влагометрия (диэлькометрия) ……………………………………………...

6

3. Метод гамма-гамма-плотнометрия………………………………………..

7

4. Механическая расходометрия…………………………………………….

9

Заключение……………………………………………………………………...

10

Список использованной литературы………………………………………….

11


Введение

При контроле разработки месторождений исследуются различные категории скважин при различных режимах их работы, используются различные технологии исследований и, наконец, часто каждая обсаженная скважина, как объект измерений, требует индивидуального подхода как к методике, так и к интерпретации полученных данных. В настоящее время промыслово-геофизическимим методами решаются следующие основные задачи:

  • исследование процесса вытеснения нефти в пласте;

  • изучение эксплуатационных характеристик пласта;

  • изучение технического состояния скважин;

  • исследование скважин для выбора оптимального режима работы скважины и ее технологического оборудования.

Проведение геофизических исследований и работ предусматривает последовательное выполнение операций, обеспечивающих получение первичных данных об объекте исследований, которые пригодны для решения геологических, технических и технологических задач на количественном и/или качественном уровнях, и включает в себя:

- выбор скважинного прибора или состава комбинированной сборки приборов (модулей);

- тестирование наземных средств и приборов;

- формирование описания объекта исследований;

- полевые калибровки скважинных приборов перед исследованиями;

- проведение спускоподъемных операций для регистрации первичных данных;

- полевые калибровки приборов после проведения исследований.

Выполнение операций фиксируется файл-протоколом, который формируется регистратором компьютеризированной каротажной лаборатории без вмешательства оператора и содержит данные по текущему каротажу: номер спускоподъемной операции, наименование и номера приборов и сборки, время начала и завершения каждого замера.

Методы исследования состава смеси в скважине.

Состав флюидов в стволе скважины устанавливают с помощью резистивиметрии, влагометрии, плотностного гамма- гамма-метода, механическая расходометрия и диэлькометрическая влагометрия.

1. Резистивиметрия

Резистивиметрия позволяет по величине удельного электрического сопротивления различать в стволе скважины нефть, газ, воду и их смеси. Различают смеси гидрофильные (нефть присутствует в воде в виде капель или отдельных слоев) и гидрофобные (вода в нефти содержится в виде капель). При контакте однородных флюидов (нефть, вода) или осадка с флюидами на кривых резистивиметрии граница между средами с различной электрической проводимостью отмечается скачком. Гидрофильные смеси фиксируются либо высокой электропроводимостью на диаграмме резистивиметрии (кривая носит пилообразный характер с выбросами в сторону снижения проводимости — капельная нефть в воде), либо резкими изменениями электропроводимости большой амплитуды (слоистая нефть в воде) Гидрофобная смесь (вода в нефти) характеризуется низкой электропроводимостью, кривая резистивиметрии изрезана с незначительными редкими увеличениями значений проводимости. Переходное течение флюидов (гидрофильная смесь к гидрофобной или наоборот) фиксируется промежуточными значениями проводимости между нефтью и водой, кривая изрезана.

В случае существенного изменении температуры в интервале исследований (более 2°С) в показания индукционного резистивиметра вносят температурную поправку, приводя тем самым значения электропроводимости к одной температуре, например к забойной.

Индукционная резистивиметрия применяется:

  • для определения состава флюидов в стволе скважины;

  • выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое;

  • установления мест негерметичности колонны;

  • разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий;

  • определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси.

Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости.
Физические основы метода.

Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного элект­рического сопротивления или проводимости.
Аппаратура.

Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика.

Существуют две модификации резистивиметров:

а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназна­ченные для измерения удельной проводимости;

б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления.

Прибор комплексируют с другими модулями ГИС-контроля в единой сборке «притока-состава».

2. Влагометрия (диэлькометрия)

Влагометрия (диэлькометрия) дает возможность определять состав и содержание флюидов в смеси по величине их диэлектрической проницаемости. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды изменяется в зависимости от минерализации от 50 до 80 отн.ед., а нефти от 2 до 4 отн. ед., появление воды. в нефти и газе существенно увеличивает диэлектрическую проницаемость смеси.

Перед измерениями диэлектрические влагомеры градуируют, строя эталонировочный график зависимости частоты сигнала f от процентного содержания воды в нефти (рис. 17.9). Точность определения процентного содержания воды и нефти в смеси составляет ±10%.



Метод влагометрии применяют:

  • для определения состава флюидов в стволе скважины;

  • выявления интервалов притоков в скважину воды, нефти, газа и их смесей;

  • установления мест негерметичности обсадной колонны;

  • при благоприятных условиях – для определения обводненности (объемного содержания воды) продукции в нефтяной и газовой скважинах.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока. При объемном содержании воды в продукции свыше 40-60 % метод практически не реагирует на дальнейшие изменения влагосодержания. В наклонных скважинах при отсутствии центраторов и пакера датчик прибора реагирует на влагосодержание только у нижней стенки колонны.
Физические основы метода

Использование диэлькометрической влагометрии для иссле­дования состава скважинной смеси основано на зависимости показаний метода от ее диэлектрической проницаемости.

Первичная обработка включает расчет по данным непрерывных и точечных измерений профиля объемного содержания воды в стволе скважины с использованием градуировочной зависимости без учета температурной поправки и поправок за структуру потока.
Аппаратура

Глубинные диэлькометрические влагомеры представляют собой LC или RC- генераторы, в колебательный контур которых включен измерительный конденсатор проточного типа. Между обкладками конденсатора протекает водонефтяная, газоводяная или многокомпонентная смесь, изменяющая емкость датчика с последующим преобразованием изменения емкости в сигналы разной частоты.

В нефтяных скважинах используют беспакерные приборы для качественной оценки состава флюида и пакерные – для количественных определений. В газовых скважинах все применяемые влагомеры – беспакерные.

Комплексируется с другими методами в рамках комплекса для оценки «притока-состава».
3. Метод гамма-гамма-плотнометрия

Метод гамма-гамма-плотнометрия в его селективной модификации позволяет устанавливать состав и содержание флюидов в стволе скважины на основе изучения их плотности.

Разработаны два способа определения плотности жидкости: ГГП-П — по изменению интенсивности гамма-излучения после прохождения гамма-квантов через слой жидкости, находящейся между источником и детектором гамма-излучения, и ГГП-Р — по рассеянию ?-квантов окружающей прибор жидкостью.

Модификацию ГГП-П наиболее часто используют в практике, с ее помощью детально изучают плотность смеси между источником и детектором, а методом ГГП-Р определяют среднюю плотность смеси по всему сечению колонны.

По эталонировочным графикам плотностемеров измеренные интенсивности рассеянного гамма-излучения переводят в величины плотности ?см. При известных значениях плотности нефти ?н и воды ?в в изучаемом интервале ствола скважины определяют содержание нефти и воды в водонефтяной смеси. Данные о ?н и ?в можно получить по результатам анализа проб воды и нефти, отобранных в процессе эксплуатации пласта.

Определение доли воды Св и нефти Сп в водонефтяной смеси осуществляют по формулам С= (?см—?н)/(?в—?н), Сп=1-Св. Ошибки в оценке Св и Сн связаны с неточным нахождением ?в по поверхностным пробам и с изменением минерализации воды в процессе обводнения пласта.

Гамма-гамма-плотнометрия (плотностеметрия) основана на измерении детектором потока «мягкого» гамма-излучения, распространяющегося через слой флюида от ампульного источника и связанного при неизменной базе измерения (расстояние между источником и детектором гамма-излучения) с плотностью флюида.

Применяют для определения состава жидкости в стволе скважины; выявления интервалов и источников обводнения; выявления интервалов притоков в скважину нефти, газа и воды при оценке эксплуатационных характеристик пласта (в комплексе с методами расходометрии и термометрии).

Ограничения заключаются в сильной зависимости показаний от состава многофазной продукции и структуры потока флюида в стволе скважины. Чувствительным элементом скважинного прибора является сцинтилляционный или разрядный детектор гамма-излучения.
4. Механическая расходометрия

Механическая расходометрия предусматривает определение скорости движения (расхода) жидкости или газа, поступающих в ствол скважины из пластов или закачиваемых в пласты.

Применяют как основной метод для:

- выделения интервалов притоков в добывающих и интервалов приемистости в нагнетательных скважинах;

- оценки профилей притока и приемистости в перфорированных интервалах;

- определения поинтервальных и суммарных дебитов;

- выявления внутриколонных перетоков после остановки скважины.

Выполняют в обсаженных перфорированных и неперфорированных скважинах.

Ограничения заключаются в недостаточной чувствительности в области малых скоростей потока, зависимости пороговой чувствительности от условий проведения измерений, влиянии на результаты измерений механических примесей, снижении точности измерений при многофазном притоке и многокомпонентном заполнении ствола, ограничений по проходимости прибора в скважине из-за наличия пакера или сужений. Чувствительным элементом механических расходомеров является многолопастная турбинка или заторможенная турбинка на струне. Обороты вращения первой и угол поворота второй преобразуются в регистрируемые электрические сигналы.

Используют беспакерные и пакерные расходомеры, последние — только для измерения потоков жидкости. Пакер служит для перекрытия сечения скважины и направления потока жидкости через измерительную камеру, в которую помещена турбинка. При использовании пакера невозможен непрерывный режим записи.

Заключениие.

Научно-технический прогресс оказал огромное влияние на развитие и совершенствование геофизических методов исследования скважин. Существенно расширился комплекс исследований за счет новых методов (диэлектрической проницаемости, ядерного магнитного резонанса, импульсного нейтронного метода и гамма-гамма-метода, широкополосного акустического метода, исследований пластовым наклономером, исследований в процессе бурения скважин и Др.). Расширение комплекса геофизических исследований потребовало создания новых высокопроизводительных приборов и аппаратуры на основе достижений электронной техники и широкого внедрения обработки геофизических данных на ЭВМ.

Разработаны комплексные скважинные приборы — агрегатированные системы геофизических скважинных приборов, рассчитанные на высокие давление и температуру, цифровые и компьютизированные автоматические геофизические станции, приборы для исследования скважин в процессе бурения.

Геофизические методы исследования скважин используют сегодня для бескернового геологического изучения разрезов скважин, выделения и про- мышленной оценки коллекторов нефти и газа, контроля технического со-стояния скважин при бурении, при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений и контроле за ней.

Литература

  1. http://pages.troller.ru/gis_kontrol_razrabotki.htm

  2. Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. Учебное пособие.

  3. Добрынина В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, Москва «Недра», 1988.

  4. Руководящий документ техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах РД 153-39.0-072-01

  5. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов, Москва, «Недра», 1989 г.






Скачать файл (87 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации