Диэлькометрическая влагометрия.

Диэлькометрическая влагометрия основана на изучении относительной диэлектрической проницаемости флюидов в стволе скважины. Показания влагомера зависят от изменения емкости конденсатора, связанные с изменениями диэлектрической проницаемостью среды между его обкладками. Относительная диэлектрическая проницаемость жидкости в стволе скважины может изменяться от 2 (нефть) до 80 (вода). Измеряемый параметр скважинного влагомера – влагосодержание нефти.

Скважинные 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. Статистическая функция преобразования влагомера индивидуальная. Индивидуальность градуировочной характеристики обусловлена разными физическими свойствами нефтей на разных месторождениях.

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

Пакерный влагомер должен удовлетворять следующим требованиям:

- фиксировать притоки нефти в гидрофильную водонефтяную смесь и обнаруживать обводненность нефти в скважинах с дебитом менее 100 м³/сут;

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

- погрешность определения содержания воды в равномерно смешанной гидрофобной водонефтяной смеси не должна превышать ±3 %.

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.

Исследование интервала включает непрерывные и точечные измерения. Для пакерных влагомеров непрерывные измерения выполняют с закрытым пакером при спуске прибора, точечные — при подъеме прибора, полностью открывая пакер. При перемещении прибора с точки на точку пакер прикрывают. Непрерывные измерения выполняют в интервалах перфорированных пластов или предполагаемой негерметичности обсадной колонны, распространяя их на 20 м вниз и вверх исследуемого интервала. Повторное измерение выполняют в том же интервале. Скорость каротажа при общих исследованиях — не более 1000 м/ч, при детальных — 300 м/ч, дискретность записи данных по глубине 0,2; 0,1 и 0,05 м. Точечные измерения выполняют в тех же точках, что и измерения расходомером, включая также аномальные участки, выделенные по результатам непрерывных измерений влагомером. На каждой точке проводят не менее трех измерений с последующим расчетом среднего значения. 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. Результаты измерений представляют в виде исходных кривых (точечных показаний), а результаты первичной обработки—в виде отредактированных влагограмм.

Ограничения метода связаны с влиянием на показания влагометрии структуры многофазного потока (существенные погрешности при разделенных структурах — кольцевой, пробковой) и с экспоненциальной формой градуировочной зависимости датчиков. 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.

Основные источники погрешности скважинных измерений влагосодержания нефти следующие: отличие структуры и дисперсности водонефтяной смеси в скважинах от структуры эмульсии при градуировке влагомера; влияние изменения напряжения питания.

Первичную и периодические калибровки выполняют в эталонировочном устройстве, содержащем дисперсные водонефтяные смеси (эмульсии) с объемным содержанием воды от 0 до 100 %, через каждые 10 %. Результатом калибровки является градуировочная зависимость относительного разностного параметра f = (f_в – f_см) / (f_в – f_н) от процентного содержания воды в дисперсной смеси, где f_см, f_в, f_н — показания прибора в водонефтяной смеси, в воде и нефти. Не допускается линейная аппроксимация градуировочной зависимости влагомера в полном динамическом диапазоне (0-100 %). Калибровку в газоводяных смесях не проводят из-за сложности эталонировочного устройства. Полевую калибровку проводят с помощью генератора стандартных сигналов. При калибровке учитывают изменения показаний прибора в зависимости от температуры среды, так как при изменении температуры от 20 до 100 °С относительная диэлектрическая проницаемость воды изменяется от 81 до 55.

В качестве нормальных условий градуировки скважинных влагомеров нефти приняты следующие: безводная нефть (солярка); вода питьевая; температура окружающего воздуха (20±2)°С; напряжение питания (220±5) В.

Эталонное средство измерения – УАК-СВ-60 для калибровки скважинных влагомеров нефти. Установка предназначена для калибровки скважинных влагомеров нефти в автоматическом режиме. Конструктивно она состоит из нержавеющей емкости для воды и пластиковой трубы, заполненной дизельным топливом, в которой размещается скважинный прибор, эталонного датчика влагосодержания нефти, электронасосов для создания эталонной эмульсии Установка имеет систему дегазации воды при попадании в нее воздуха после заправки влагомера. Имеются блоки программного и ручного управления. Программное обеспечение позволяет произвести настройки любых точек контроля в заданном диапазоне влагосодержания нефти.

Рис.2 УАК-СВ-60

Установка воспроизводит влагосодержание нефти в диапазоне от 0 до 60% с пределами основной относительной погрешности ±0,5%.

Градуировку и калибровку влагомеров выполняют в следующей последовательности. Сначала влагомер размещают в камере с эмульсией и подготавливают установку к измерениям. Включают насосную систему и воспроизводят последовательно значения влагосодержания нефти 0; 0,5; 10; 20; 30; 60%.

Регистрируют показания скважинного влагомера. При выполнении калибровки после регистрации показаний скважинного влагомера, используя прежнюю калибровочную зависимость, определяют измеренные значения влагосодержания нефти.

Оценку основной абсолютной погрешности _oi измерений влагосодержания в каждой i-й точке контроля определяют по формуле:

_oi=w_i – w_iэ, (2)

где w_i – измеренное значение расхода в i-й точке; w_iэ – эталонное значение расхода в i-й точке.

Влагомер признается годным к применению, если в каждой точке контроля полученная оценка абсолютной погрешности, вычисленная по формуле (2), не превышает нормированных значений, указанных в его паспорте.

Дата добавления: 2015-08-02