Определение состава притока в скважину с помощью дифманометра (манометрического плотномера).

Расчет изменения плотности смеси "пресная вода - нефть" в трубе диаметром 168 мм  при всплывании последней со скоростью 0,2 м/с.

Расчет изменения плотности смеси «пресная вода — нефть»
в трубе диаметром 168 мм
при всплывании последней со скоростью 0,2 м/с.

Физические основы метода.
Плотность смеси двух компонентов «вода-нефть» определяется по формуле:
ρсм = ρнефти + (ρводы — ρнефти) · Кобв, (1),
где Кобв – коэффициент обводненности в относительных единицах.
Принимаем разность значения плотностей нефти и воды равной 0,3 г/см3.
Тогда, учитывая (1), получаем, что определение состава флюида в скважине, являющегося равномерной смесью компонентов (эмульсией), по значению плотности с точностью + 5% может быть произведено, если плотность будет измерена с погрешностью лучше, чем + 0,015 г/см3.

В скважинной геофизике известен метод определения плотности флюида путем измерения градиента давления по глубине. Расчет плотности ρ производится по формуле:
ρ = &P/(g·&H) (2),
где g – гравитационная постоянная;
&P – разность давлений на интервале глубин &H.
Для статического режима работы скважины и при малых скоростях потока флюида с неизменной структурой потока ρ, рассчитанное по формуле (2), является истинной плотностью флюида. Это позволяет для двухкомпонентной среды «нефть-вода» производить расчет соотношения составляющих, смеси, причем, по мнению [1], манометрический плотномер позволяет более достоверно судить о фазовых соотношениях в потоке, чем по показаниям каналов влагомера и резистевиметра.

Однако на сегодняшний день большое количество скважин являются обводняющимися.
Это означает, что на забое и вплоть до входа в насос в скважине стоит столб воды, а входящие в интервале перфорации глобулы нефти быстро поднимаются к насосу за счет выталкивающей силы из-за разности плотностей нефти и воды.
Этот факт резко снижает возможности определения состава потока по его плотности, т.к. значение плотности, рассчитанное по формуле (2) является справедливым только для неизменной структуры потока. В том случае, если компоненты смеси в потоке движутся с разными скоростями (проскальзывают относительно друг друга), необходимо вводить поправку на соотношение их скоростей.
Значения скорости движения нефти в скважине будут иметь значения на 0,15…0,3 м/с больше скорости движения пластовой воды из-за всплытия глобул нефти в потоке воды.
Например, при дебитах скважин до 15 м3/сут в скважинах с обсадной колонной диаметром 168 мм при обводненности продукции скважин от 0 до 80…90% скорость движения воды будет составлять около 5 % от скорости движения нефти, т.е. примерно 0,01 м/с. Соответственно, изменение эффективного сечения потока нефти в обводненной скважине при том же изменении обводненности составит для этих условий те же 5 %.

Отсюда следует, что для расчета состава потока нефти в столбе воды методом плотнометрии потребуется измерять изменение плотности, как минимум на уровне 0,0025 г/см3.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*