В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности r производится по формуле: r =&P/(g*&H) (1)
где &P - разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида r является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухфазной среды известного состава производить расчет объемного соотношения составляющих, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра. В динамическом режиме работы скважины рассчитанное по формуле (1) r включает в себя значение гидравлического сопротивления канала, что в общем случае позволяет при использовании режимных исследований определить его численное значение.
Из (1) видно, что точность расчета плотности растет с увеличением значения выбранного интервала глубин &H и уменьшением погрешности измерения &P.
При расчете плотности большие значения &H могут использоваться, в тех случаях, когда, например, скважина долгое время находится в статике, границы раздела сред – установившиеся и находятся на достаточно далеком расстоянии друг от друга. При этом достигается высокая точность расчета плотности флюида в скважине.
Однако при проведении детальных исследований скважины, например, для выявления и определения местоположения границ интервала притока нефти в скважине или притока газа ниже уровня воды на забое, значение &H приходится выбирать достаточно малым. В этом случае точность расчета плотности может быть обеспечена только за счет использования высокачественного манометра.
В этой статье рассматриваются практическая реализация требований, выдвигаемых к характеристикам скважинного манометра, используемого при расчете плотности.
В [1] заявлено, что достаточной разрешающей способностью плотномера можно считать уровень не хуже 0,05 г/см3. При этом, исходя из формулы (1), можно рассчитать, что для решения задач детальных исследований с разрешением по глубине 1 м порог чувствительности манометра должен быть 0,0005 МПа.
Данные каналов манометра некоторых типов серийной скважинной аппаратуры приведены в таблице[1], [2], [3], [4].
|
|
Аппаратура с каналом
связи |
Автономная аппаратура |
||||
|
Наименование
аппаратуры |
ГРАНИТ |
АГАТ-К9-36 |
АГДК |
ИМСП-11 |
КСА-А5-36
"Сакмар |
ГЕО-1 |
|
Верхний предел
диапазона измерения давления, МПа |
60,0 |
60,0 |
25,0 |
60,0 |
60,0 |
60,0 |
|
Порог
чувствительности канала манометра, МПа |
0,002 |
0,005 |
0,0005 |
0,005 |
0,005 |
0,005 |
![Подпись: С.П.Скопинцев
ООО «Нефтегазсистемы»
ssp5@yandex.ru
МАНОМЕТРИЧЕСКИЙ ПЛОТНОМЕР
В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности r производится по форму-ле: r = &P/(&H*g) (1)
где &P - разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида r является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухфазной среды извест-ного состава производить расчет объемного соотношения составляющих, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра. В ди-намическом режиме работы скважины рассчитанное по формуле (1) r включает в себя значение гидравлического сопротивления канала, что в общем случае позволяет при использовании режимных исследований определить его численное значение.
Из (1) видно, что точность расчета плотности растет с увеличением значения вы-бранного интервала глубин &H и уменьшением погрешности измерения &P.
При расчете плотности большие значения &H могут использоваться, в тех случаях, когда, например, скважина долгое время находится в статике, границы раздела сред – установившиеся и находятся на достаточно далеком расстоянии друг от друга. При этом достигается высокая точность расчета плотности флюида в скважине.
Однако при проведении детальных исследований скважины, например, для выяв-ления и определения местоположения границ интервала притока нефти в скважине или притока газа ниже уровня воды на забое, значение &H приходится выбирать достаточ-но малым. В этом случае точность расчета плотности может быть обеспечена только за счет использования высокачественного манометра.
В этой статье рассматриваются практическая реализация требований, выдвигаемых к характеристикам скважинного манометра, используемого при расчете плотности.
В [1] заявлено, что достаточной разрешающей способностью плотномера можно считать уровень не хуже 0,05 г/см3. При этом, исходя из формулы (1), можно рассчи-тать, что для решения задач детальных исследований с разрешением по глубине 1 м порог чувствительности манометра должен быть 0,0005 МПа.
Данные каналов манометра некоторых типов серийной скважинной аппаратуры приведены в таблице[1], [2], [3], [4].
Аппаратура с каналом связи Автономная аппаратура
Наименование аппаратуры ГРАНИТ АГАТ-К9-36 АГДК ИМСП-11 КСА-А5-36 "Сакмар ГЕО-1
Верхний предел диапазона измерения давления, МПа 60,0 60,0 25,0 60,0 60,0 60,0
Порог чувствительности канала манометра, МПа 0,002 0,005 0,0005 0,005 0,005 0,005
На рисунке 1 показаны диаграммы флуктуаций каналов манометра скважинной ап-паратуры и плотностей, рассчитанных для &H =1 м.
Видно, что наилучшим образом удовлетворяет требованиям необходимого порога чувствительности аппаратура АГДК с заданным 18-разрядным преобразованием. Справедливости ради отметим, что флуктуации на диаграмме манометра аппаратуры ГРАНИТ в данном примере несколько увеличены по сравнению с остальными типами аппаратуры из-за большего диапазона измерений (60 МПа в аппаратуре ГРАНИТ про-тив 25 МПа аппаратуры КСАТ-7 и АГДК).
На рис.2 показаны расчетные диаграммы плотности на границе «воздух-вода»,
Обе исходные диаграммы манометра были получены в разных скважинах, но прак-тически в одинаковых условиях аппаратурой АГДК. При исследовании первой скважи-ны в АГДК был установлен режим 16-разрядного преобразования, а при исследовании второй скважины –18-разрядного преобразования. Это обеспечило измерение плотно-сти флюида с погрешностью соответственно 0,1 и 0,025 г/см3.
На рисунке видно, что вторая диаграмма обеспечивает получение большего объема информации, чем вторая. В частности, становится понятно, что неоднократно наблю-даемая затухающая синусоида на границе раздела «газ-вода» не является погрешностью измерения или преобразования информации, а имеет физическую природу.
Внимательное рассмотрение процесса спуска скважинного прибора по НКТ позволило с уверенностью объяснить этот эффект колебанием границы раздела сред, вызванное первоначальным резким вытеснением воды вверх, а затем ее установлением на первоначальном уровне. Заметим, что поскольку период колебаний и степень зату-хания связаны с фазовым составом флюида в скважине, конструкцией и техническим состоянием скважины, то дальнейшее изучение этого эффекта может позволить опре-делять и оценивать эти параметры, в том числе и с помощью манометрического плот-номера.
На рис.3 показана диаграмма плотности флюида в газовой скважине с притоком ниже уровня воды на глубине 3168 м. По известному фазовому составу и известным плотностям этих фаз произведен расчет содержания фаз в потоке. Объемное содержание газа составило 25%.
Изменение плотности конденсата при прохождении через него газа из затрубья через негерметичность муфты НКТ на глубине 620 м показано на рис.4. Расчет показывает, что в скважине выше негерметичности объемное соотношение газа и кон-денсата составляет 1:10.
Таким образом, использование скважинного манометра, обеспечивающего порог чувствительности 0,0005…0,001 МПа при решении задач в скважинах со сложным со-ставом флюида позволяет получить качественную и количественную информацию о плотности флюида и его составляющих.
Автор приносит благодарность ООО» Оренбурггеофизика», ПФ «Мосгазгеофизи-ка» и ПФ «Вуктылгазгеофизика» за помощь в подготовке материалов. Особую благо-дарность выражаю Л. В. Будыко за те критические замечания, которые помогли мне в написании данной статьи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обса-женных скважин. Каротажник N 43, стр. 31-40.
2. Сайт Интернета “npf-geofizika.ru”
3. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д. и др. Опыт эффективного применение автономных скважинных манометров.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.91-93.
4. Адиев Я. Р., Прытков А.И. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.99-104.
5. Система передачи информации с временным разделением каналов. Патент №1547009. Скопинцев С.П.
.](man.ht5.gif)
На рисунке 1 показаны диаграммы флуктуаций каналов манометра скважинной аппаратуры и плотностей, рассчитанных для &H =1 м.
Видно, что наилучшим образом удовлетворяет требованиям необходимого порога чувствительности аппаратура АГДК с заданным 18-разрядным преобразованием (aппаратура АГДК позволяет производить оперативное изменение разрядности преобразования а, следовательно, и порога чувствительности) любого измерительного канала [5]).
Справедливости ради отметим, что флуктуации на диаграмме манометра аппаратуры ГРАНИТ в данном примере несколько увеличены по сравнению с остальными типами аппаратуры из-за большего диапазона измерений (60 МПа в аппаратуре ГРАНИТ против 25 МПа аппаратуры КСАТ-7 и АГДК).
На рис.2 показаны расчетные диаграммы плотности на границе «воздух-вода»,
Обе
исходные диаграммы манометра были получены
в разных скважинах, но практически в
одинаковых условиях аппаратурой АГДК. При
исследовании первой скважины в АГДК был
установлен режим 16-разрядного
преобразования, а при исследовании второй
скважины –18-разрядного преобразования. Это
обеспечило измерение плотности флюида с
погрешностью соответственно 0,1
и 0,025 г/см3.
![Подпись: С.П.Скопинцев
ООО «Нефтегазсистемы»
ssp5@yandex.ru
МАНОМЕТРИЧЕСКИЙ ПЛОТНОМЕР
В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности r производится по форму-ле: r = g*&P/&H (1)
где &P - разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида r является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухфазной среды извест-ного состава производить расчет объемного соотношения составляющих, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра. В ди-намическом режиме работы скважины рассчитанное по формуле (1) r включает в себя значение гидравлического сопротивления канала, что в общем случае позволяет при использовании режимных исследований определить его численное значение.
Из (1) видно, что точность расчета плотности растет с увеличением значения вы-бранного интервала глубин &H и уменьшением погрешности измерения &P.
При расчете плотности большие значения &H могут использоваться, в тех случаях, когда, например, скважина долгое время находится в статике, границы раздела сред – установившиеся и находятся на достаточно далеком расстоянии друг от друга. При этом достигается высокая точность расчета плотности флюида в скважине.
Однако при проведении детальных исследований скважины, например, для выяв-ления и определения местоположения границ интервала притока нефти в скважине или притока газа ниже уровня воды на забое, значение &H приходится выбирать достаточ-но малым. В этом случае точность расчета плотности может быть обеспечена только за счет использования высокачественного манометра.
В этой статье рассматриваются практическая реализация требований, выдвигаемых к характеристикам скважинного манометра, используемого при расчете плотности.
В [1] заявлено, что достаточной разрешающей способностью плотномера можно считать уровень не хуже 0,05 г/см3. При этом, исходя из формулы (1), можно рассчи-тать, что для решения задач детальных исследований с разрешением по глубине 1 м порог чувствительности манометра должен быть 0,0005 МПа.
Данные каналов манометра некоторых типов серийной скважинной аппаратуры приведены в таблице[1], [2], [3], [4].
Аппаратура с каналом связи Автономная аппаратура
Наименование аппаратуры ГРАНИТ АГАТ-К9-36 АГДК ИМСП-11 КСА-А5-36 "Сакмар ГЕО-1
Верхний предел диапазона измерения давления, МПа 60,0 60,0 25,0 60,0 60,0 60,0
Порог чувствительности канала манометра, МПа 0,002 0,005 0,0005 0,005 0,005 0,005
На рисунке 1 показаны диаграммы флуктуаций каналов манометра скважинной ап-паратуры и плотностей, рассчитанных для &H =1 м.
Видно, что наилучшим образом удовлетворяет требованиям необходимого порога чувствительности аппаратура АГДК с заданным 18-разрядным преобразованием. Справедливости ради отметим, что флуктуации на диаграмме манометра аппаратуры ГРАНИТ в данном примере несколько увеличены по сравнению с остальными типами аппаратуры из-за большего диапазона измерений (60 МПа в аппаратуре ГРАНИТ про-тив 25 МПа аппаратуры КСАТ-7 и АГДК).
На рис.2 показаны расчетные диаграммы плотности на границе «воздух-вода»,
Обе исходные диаграммы манометра были получены в разных скважинах, но прак-тически в одинаковых условиях аппаратурой АГДК. При исследовании первой скважи-ны в АГДК был установлен режим 16-разрядного преобразования, а при исследовании второй скважины –18-разрядного преобразования. Это обеспечило измерение плотно-сти флюида с погрешностью соответственно 0,1 и 0,025 г/см3.
На рисунке видно, что вторая диаграмма обеспечивает получение большего объема информации, чем вторая. В частности, становится понятно, что неоднократно наблю-даемая затухающая синусоида на границе раздела «газ-вода» не является погрешностью измерения или преобразования информации, а имеет физическую природу.
Внимательное рассмотрение процесса спуска скважинного прибора по НКТ позволило с уверенностью объяснить этот эффект колебанием границы раздела сред, вызванное первоначальным резким вытеснением воды вверх, а затем ее установлением на первоначальном уровне. Заметим, что поскольку период колебаний и степень зату-хания связаны с фазовым составом флюида в скважине, конструкцией и техническим состоянием скважины, то дальнейшее изучение этого эффекта может позволить опре-делять и оценивать эти параметры, в том числе и с помощью манометрического плот-номера.
На рис.3 показана диаграмма плотности флюида в газовой скважине с притоком ниже уровня воды на глубине 3168 м. По известному фазовому составу и известным плотностям этих фаз произведен расчет содержания фаз в потоке. Объемное содержание газа составило 25%.
Изменение плотности конденсата при прохождении через него газа из затрубья через негерметичность муфты НКТ на глубине 620 м показано на рис.4. Расчет показывает, что в скважине выше негерметичности объемное соотношение газа и кон-денсата составляет 1:10.
Таким образом, использование скважинного манометра, обеспечивающего порог чувствительности 0,0005…0,001 МПа при решении задач в скважинах со сложным со-ставом флюида позволяет получить качественную и количественную информацию о плотности флюида и его составляющих.
Автор приносит благодарность ООО» Оренбурггеофизика», ПФ «Мосгазгеофизи-ка» и ПФ «Вуктылгазгеофизика» за помощь в подготовке материалов. Особую благо-дарность выражаю Л. В. Будыко за те критические замечания, которые помогли мне в написании данной статьи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обса-женных скважин. Каротажник N 43, стр. 31-40.
2. Сайт Интернета “npf-geofizika.ru”
3. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д. и др. Опыт эффективного применение автономных скважинных манометров.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.91-93.
4. Адиев Я. Р., Прытков А.И. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.99-104.
5. Система передачи информации с временным разделением каналов. Патент №1547009. Скопинцев С.П.
.](man.ht7.gif)
На
рисунке видно, что вторая диаграмма
обеспечивает получение большего объема
информации, чем вторая. В частности,
становится понятно, что неоднократно
наблюдаемая затухающая синусоида на
границе раздела «газ-вода» не является
погрешностью измерения или преобразования
информации, а имеет физическую природу.
Внимательное рассмотрение процесса спуска скважинного прибора по НКТ позволило с уверенностью объяснить этот эффект колебанием границы раздела сред, вызванное первоначальным резким вытеснением воды вверх, а затем ее установлением на первоначальном уровне. Заметим, что поскольку период колебаний и степень затухания связаны с фазовым составом флюида в скважине, конструкцией и техническим состоянием скважины, то дальнейшее изучение этого эффекта может позволить определять и оценивать эти параметры, в том числе и с помощью манометрического плотномера.
![Подпись: С.П.Скопинцев
ООО «Нефтегазсистемы»
ssp5@yandex.ru
МАНОМЕТРИЧЕСКИЙ ПЛОТНОМЕР
В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности r производится по форму-ле: r = g*&P/&H (1)
где &P - разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида r является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухфазной среды извест-ного состава производить расчет объемного соотношения составляющих, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра. В ди-намическом режиме работы скважины рассчитанное по формуле (1) r включает в себя значение гидравлического сопротивления канала, что в общем случае позволяет при использовании режимных исследований определить его численное значение.
Из (1) видно, что точность расчета плотности растет с увеличением значения вы-бранного интервала глубин &H и уменьшением погрешности измерения &P.
При расчете плотности большие значения &H могут использоваться, в тех случаях, когда, например, скважина долгое время находится в статике, границы раздела сред – установившиеся и находятся на достаточно далеком расстоянии друг от друга. При этом достигается высокая точность расчета плотности флюида в скважине.
Однако при проведении детальных исследований скважины, например, для выяв-ления и определения местоположения границ интервала притока нефти в скважине или притока газа ниже уровня воды на забое, значение &H приходится выбирать достаточ-но малым. В этом случае точность расчета плотности может быть обеспечена только за счет использования высокачественного манометра.
В этой статье рассматриваются практическая реализация требований, выдвигаемых к характеристикам скважинного манометра, используемого при расчете плотности.
В [1] заявлено, что достаточной разрешающей способностью плотномера можно считать уровень не хуже 0,05 г/см3. При этом, исходя из формулы (1), можно рассчи-тать, что для решения задач детальных исследований с разрешением по глубине 1 м порог чувствительности манометра должен быть 0,0005 МПа.
Данные каналов манометра некоторых типов серийной скважинной аппаратуры приведены в таблице[1], [2], [3], [4].
Аппаратура с каналом связи Автономная аппаратура
Наименование аппаратуры ГРАНИТ АГАТ-К9-36 АГДК ИМСП-11 КСА-А5-36 "Сакмар ГЕО-1
Верхний предел диапазона измерения давления, МПа 60,0 60,0 25,0 60,0 60,0 60,0
Порог чувствительности канала манометра, МПа 0,002 0,005 0,0005 0,005 0,005 0,005
На рисунке 1 показаны диаграммы флуктуаций каналов манометра скважинной ап-паратуры и плотностей, рассчитанных для &H =1 м.
Видно, что наилучшим образом удовлетворяет требованиям необходимого порога чувствительности аппаратура АГДК с заданным 18-разрядным преобразованием. Справедливости ради отметим, что флуктуации на диаграмме манометра аппаратуры ГРАНИТ в данном примере несколько увеличены по сравнению с остальными типами аппаратуры из-за большего диапазона измерений (60 МПа в аппаратуре ГРАНИТ про-тив 25 МПа аппаратуры КСАТ-7 и АГДК).
На рис.2 показаны расчетные диаграммы плотности на границе «воздух-вода»,
Обе исходные диаграммы манометра были получены в разных скважинах, но прак-тически в одинаковых условиях аппаратурой АГДК. При исследовании первой скважи-ны в АГДК был установлен режим 16-разрядного преобразования, а при исследовании второй скважины –18-разрядного преобразования. Это обеспечило измерение плотно-сти флюида с погрешностью соответственно 0,1 и 0,025 г/см3.
На рисунке видно, что вторая диаграмма обеспечивает получение большего объема информации, чем вторая. В частности, становится понятно, что неоднократно наблю-даемая затухающая синусоида на границе раздела «газ-вода» не является погрешностью измерения или преобразования информации, а имеет физическую природу.
Внимательное рассмотрение процесса спуска скважинного прибора по НКТ позволило с уверенностью объяснить этот эффект колебанием границы раздела сред, вызванное первоначальным резким вытеснением воды вверх, а затем ее установлением на первоначальном уровне. Заметим, что поскольку период колебаний и степень зату-хания связаны с фазовым составом флюида в скважине, конструкцией и техническим состоянием скважины, то дальнейшее изучение этого эффекта может позволить опре-делять и оценивать эти параметры, в том числе и с помощью манометрического плот-номера.
На рис.3 показана диаграмма плотности флюида в газовой скважине с притоком ниже уровня воды на глубине 3168 м. По известному фазовому составу и известным плотностям этих фаз произведен расчет содержания фаз в потоке. Объемное содержание газа составило 25%.
Изменение плотности конденсата при прохождении через него газа из затрубья через негерметичность муфты НКТ на глубине 620 м показано на рис.4. Расчет показывает, что в скважине выше негерметичности объемное соотношение газа и кон-денсата составляет 1:10.
Таким образом, использование скважинного манометра, обеспечивающего порог чувствительности 0,0005…0,001 МПа при решении задач в скважинах со сложным со-ставом флюида позволяет получить качественную и количественную информацию о плотности флюида и его составляющих.
Автор приносит благодарность ООО» Оренбурггеофизика», ПФ «Мосгазгеофизи-ка» и ПФ «Вуктылгазгеофизика» за помощь в подготовке материалов. Особую благо-дарность выражаю Л. В. Будыко за те критические замечания, которые помогли мне в написании данной статьи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обса-женных скважин. Каротажник N 43, стр. 31-40.
2. Сайт Интернета “npf-geofizika.ru”
3. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д. и др. Опыт эффективного применение автономных скважинных манометров.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.91-93.
4. Адиев Я. Р., Прытков А.И. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.99-104.
5. Система передачи информации с временным разделением каналов. Патент №1547009. Скопинцев С.П.
.](man.ht9.gif)
На рис.3 показана диаграмма плотности флюида в газовой скважине с притоком ниже уровня воды на глубине 3168 м. По известному фазовому составу и известным плотностям этих фаз произведен расчет содержания фаз в потоке. Объемное содержание газа составило 25%.
Изменение
плотности конденсата при прохождении через
него газа из затрубья через
негерметичность муфты НКТ на глубине 620 м
показано на рис.4. Расчет показывает, что в
скважине выше негерметичности объемное
соотношение газа и конденсата составляет
1:10.
![Подпись: С.П.Скопинцев
ООО «Нефтегазсистемы»
ssp5@yandex.ru
МАНОМЕТРИЧЕСКИЙ ПЛОТНОМЕР
В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности r производится по форму-ле: r = g*&P/&H (1)
где &P - разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида r является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухфазной среды извест-ного состава производить расчет объемного соотношения составляющих, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра. В ди-намическом режиме работы скважины рассчитанное по формуле (1) r включает в себя значение гидравлического сопротивления канала, что в общем случае позволяет при использовании режимных исследований определить его численное значение.
Из (1) видно, что точность расчета плотности растет с увеличением значения вы-бранного интервала глубин &H и уменьшением погрешности измерения &P.
При расчете плотности большие значения &H могут использоваться, в тех случаях, когда, например, скважина долгое время находится в статике, границы раздела сред – установившиеся и находятся на достаточно далеком расстоянии друг от друга. При этом достигается высокая точность расчета плотности флюида в скважине.
Однако при проведении детальных исследований скважины, например, для выяв-ления и определения местоположения границ интервала притока нефти в скважине или притока газа ниже уровня воды на забое, значение &H приходится выбирать достаточ-но малым. В этом случае точность расчета плотности может быть обеспечена только за счет использования высокачественного манометра.
В этой статье рассматриваются практическая реализация требований, выдвигаемых к характеристикам скважинного манометра, используемого при расчете плотности.
В [1] заявлено, что достаточной разрешающей способностью плотномера можно считать уровень не хуже 0,05 г/см3. При этом, исходя из формулы (1), можно рассчи-тать, что для решения задач детальных исследований с разрешением по глубине 1 м порог чувствительности манометра должен быть 0,0005 МПа.
Данные каналов манометра некоторых типов серийной скважинной аппаратуры приведены в таблице[1], [2], [3], [4].
Аппаратура с каналом связи Автономная аппаратура
Наименование аппаратуры ГРАНИТ АГАТ-К9-36 АГДК ИМСП-11 КСА-А5-36 "Сакмар ГЕО-1
Верхний предел диапазона измерения давления, МПа 60,0 60,0 25,0 60,0 60,0 60,0
Порог чувствительности канала манометра, МПа 0,002 0,005 0,0005 0,005 0,005 0,005
На рисунке 1 показаны диаграммы флуктуаций каналов манометра скважинной ап-паратуры и плотностей, рассчитанных для &H =1 м.
Видно, что наилучшим образом удовлетворяет требованиям необходимого порога чувствительности аппаратура АГДК с заданным 18-разрядным преобразованием. Справедливости ради отметим, что флуктуации на диаграмме манометра аппаратуры ГРАНИТ в данном примере несколько увеличены по сравнению с остальными типами аппаратуры из-за большего диапазона измерений (60 МПа в аппаратуре ГРАНИТ про-тив 25 МПа аппаратуры КСАТ-7 и АГДК).
На рис.2 показаны расчетные диаграммы плотности на границе «воздух-вода»,
Обе исходные диаграммы манометра были получены в разных скважинах, но прак-тически в одинаковых условиях аппаратурой АГДК. При исследовании первой скважи-ны в АГДК был установлен режим 16-разрядного преобразования, а при исследовании второй скважины –18-разрядного преобразования. Это обеспечило измерение плотно-сти флюида с погрешностью соответственно 0,1 и 0,025 г/см3.
На рисунке видно, что вторая диаграмма обеспечивает получение большего объема информации, чем вторая. В частности, становится понятно, что неоднократно наблю-даемая затухающая синусоида на границе раздела «газ-вода» не является погрешностью измерения или преобразования информации, а имеет физическую природу.
Внимательное рассмотрение процесса спуска скважинного прибора по НКТ позволило с уверенностью объяснить этот эффект колебанием границы раздела сред, вызванное первоначальным резким вытеснением воды вверх, а затем ее установлением на первоначальном уровне. Заметим, что поскольку период колебаний и степень зату-хания связаны с фазовым составом флюида в скважине, конструкцией и техническим состоянием скважины, то дальнейшее изучение этого эффекта может позволить опре-делять и оценивать эти параметры, в том числе и с помощью манометрического плот-номера.
На рис.3 показана диаграмма плотности флюида в газовой скважине с притоком ниже уровня воды на глубине 3168 м. По известному фазовому составу и известным плотностям этих фаз произведен расчет содержания фаз в потоке. Объемное содержание газа составило 25%.
Изменение плотности конденсата при прохождении через него газа из затрубья через негерметичность муфты НКТ на глубине 620 м показано на рис.4. Расчет показывает, что в скважине выше негерметичности объемное соотношение газа и кон-денсата составляет 1:10.
Таким образом, использование скважинного манометра, обеспечивающего порог чувствительности 0,0005…0,001 МПа при решении задач в скважинах со сложным со-ставом флюида позволяет получить качественную и количественную информацию о плотности флюида и его составляющих.
Автор приносит благодарность ООО» Оренбурггеофизика», ПФ «Мосгазгеофизи-ка» и ПФ «Вуктылгазгеофизика» за помощь в подготовке материалов. Особую благо-дарность выражаю Л. В. Будыко за те критические замечания, которые помогли мне в написании данной статьи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буевич А.С. Технологический комплекс для геофизических исследований обса-женных скважин. Каротажник N 43, стр. 31-40.
2. Сайт Интернета “npf-geofizika.ru”
3. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д. и др. Опыт эффективного применение автономных скважинных манометров.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.91-93.
4. Адиев Я. Р., Прытков А.И. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.99-104.
5. Система передачи информации с временным разделением каналов. Патент №1547009. Скопинцев С.П.
.](man.ht12.gif)
Таким образом, использование
скважинного манометра, обеспечивающего
порог чувствительности 0,0005…0,001 МПа
при решении задач в скважинах со
сложным составом флюида позволяет получить
качественную и количественную информацию о
плотности флюида и его составляющих.
Автор приносит
благодарность ООО» Оренбурггеофизика», ПФ
«Мосгазгеофизика» и ПФ «Вуктылгазгеофизика»
за помощь в подготовке материалов. Особую
благодарность выражаю Л. В. Будыко за те
критические замечания, которые помогли мне
в написании данной статьи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Буевич
А.С. Технологический комплекс для
геофизических исследований обсаженных
скважин. Каротажник N 43, стр. 31-40.
2. Сайт Интернета “npf-geofizika.ru”
3. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д. и др. Опыт эффективного применение автономных скважинных манометров.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.91-93.
4. Адиев Я. Р., Прытков А.И. и др. ГЕО-1 – уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин.// «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып.64. С.99-104.
5.
Система передачи информации с временным
разделением каналов. Патент №1547009.
Скопинцев С.П.
.
