Методика оперативного контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин по непрерывному измерению электрического сопротивления попутной жидкости (на примере отложений верхнего и нижнего мела Западной Сибири)

Во введении обоснована актуальность темы исследования,
сформулированы цели и задачи работы, показана научная новизна и
практическая значимость результатов, изложен выносимый на
защиту результат исследования, приведены сведения о личном
вкладе автора и апробации работы.
Глава 1 содержит аналитический обзор известных способов
контроля за обводнением газовых и газоконденсатных скважин, их
достоинства и недостатки (4D сейсмика [Waal, Calvert, 2003],
ретроспективный анализ КВД [Чепкасова, 2016], ГИС [Хмелевской,
2010; Сковородников, 2014], датчики-сигнализаторы наличия воды
и песка в потоке газа [Телеметрический…, 2017]). Показано, что
гидрохимический контроль [Kinnell, 1958; Инструкция по
методам…, 1984; Гончаров, 1995; Крайнов, 1992; Каналин, 1997;
Чоловский и др., 2002; Муляк, 2008; Кошелев и др., 2014; Абукова
и др., 2015] по сравнению с другими способами контроля
обводнения скважин более совершенен за счёт возможности охвата
регулярными исследованиями всего фонда скважин при
минимальных затратах материальных и трудовых ресурсов, однако
задача комплексной автоматизации контроля обводнения скважин,
включающего отбор, анализ и диагностику попутной воды, требует
решения.
Рассмотрены типы воды, встречаемой при разработке газовых и
газоконденсатных месторождений (конденсационная, пластовая,
техногенная), способы отбора проб попутной воды, применимость
различных физико-химических параметров попутной воды
(ионный, микроэлементный, газовый и изотопный состав,
плотность) для определения её типа и известные способы
диагностики долевого состава попутной воды.
Глава 2 посвящена разработке методики оперативного контроля
за выполнением газовых и газоконденсатных скважин по онлайн
измерению электрического сопротивления попутной жидкости.
Впервойчастивыполненанализрезультатов
экспериментальных измерений электрофизических параметров
попутной воды.
Определённые диэлькометрическим методом параметры
попутной воды (действительная и мнимая части комплексной
диэлектрической проницаемости, показатели преломления и
поглощения, коэффициент излучения) зависят только от УЭП и не
определяют пластовую и техногенную воду, а поскольку аппаратура
и методика измерения сложнее, чем кондуктометрические
измерения УЭП, то применять эти параметры для оперативного
контроля за обводнением скважин нецелесообразно.
По результатам определения спектров времени поперечной
релаксации методом ЯМР-релаксометрии установлено, что
незначительные примеси элементов, не являющихся индикаторами
пластовой и техногенной воды, но обладающих высокой магнитной
восприимчивостью (Mn, Fe), значительно искажают время
поперечной релаксации Т2, что не позволяет применять ЯМР-
релаксометрию для диагностики попутной воды.
Потенциометрическийметодреализованныйбез
пробоподготовки (выравнивания ионной силы и pH раствора,
разбавления высококонцентрированных растворов) не работает в
смесях воды различного генезиса ввиду взаимного влияния
концентрации основных диагностических ионов Na+ и Ca2+ на их
измеренные концентрации. Выполнение же пробоподготовки
исключает оперативность измерений и делает невозможным
полевые и поточные измерения.
Удельная электрическая проводимость (УЭП) точнее
коррелирует с долей пластовой и техногенной воды в смесях
конденсационной и пластовой, конденсационной и техногенной
воды соответственно (Рис. 1), поэтому кондуктометрические
измерения наиболее перспективны для автоматизации измерения
электрофизических параметров попутной воды.

Рисунок 1 – Пример зависимости доли пластовой и техногенной воды от
УЭП и минерализации
Во второй части для реализации непрерывного контроля за
обводнением газовых и газоконденсатных скважин теоретически
обоснована и экспериментально подтверждена работоспособность
поточного резистивного датчика, устанавливаемого в углублении
(пробоуловитель) на нижней образующей горизонтального участка
трубопровода, что позволяет в непрерывном режиме накапливать,
обновлять пробы попутной жидкости; измерять её электрическое
сопротивление и температуру; рассчитывать электрическое
сопротивление при 25 0С, УЭП, минерализацию и долю пластовой
воды (Рис. 2).
Электрическое
Замер R и tсопротивление при 25 °С:
25 = ∙ ሺ1 + ∙ ሺ − 25))

Удельная электрическая
проводимость:
УЭП=f(R25)
Минерализация:
M=f(УЭП)

Генетический профиль
Рисунок 2 – Схематический вид и принцип работы пробоуловителя и и
поточного резистивного датчика
Поточный резистивный датчик выполнен в виде контактной
кондуктометрической ячейки: два нержавеющих электрода
диаметром 3 мм, высотой 2 мм и расположенные друг от друга на
расстоянии 9 мм на поверхности изолятора, в который также
установлен термодатчик (Рис. 3).

Воздуходувка
Форсунка для впрыска
образцов воды

Рисунок 3 – Схема экспериментального стенда и общий вид резистивного
датчика
Поляризационное электрическое сопротивление Rs учитывается
за счёт калибровки датчика по нескольким точкам с разной
минерализацией, это позволяет для широкого диапазона
минерализаций использовать ячейку одной конструкции и
исключить регулировку частоты тока [Справочник по
измерению…] (Рис. 4).
10y = 1,1292E-12×4 – 6,4092E-09×3 + 1,1422E-05×2 –
10/УЭП, 10/(мСм/см)

1,2918E-03x + 2,5164E-02
8R² = 9,9999E-010.5
25
50 20
0500100015002000
Электрическое сопротивление приведенное к
температуре 25° С R25, Ом
Рисунок 4 – Калибровочная зависимость удельной электрической
проводимости от электрического споротивления хлорид натрия при
уровене жидкости над датчиком 10 мм (элетроды из нержавеющей стали)

Известно,чтоприлюбыхрежимахтечения
газожидкостного потока, кроме дисперсно-кольцевого, на
нижнейобразующейгоризонтальноготрубопровода
накапливается жидкость. Для дисперсно-кольцевого режима
наличие жидкости на стенке горизонтальной трубы (равновесны
унос менее 50%) обеспечивается при значении безразмерной
скорости газа π2 менее 0,0007 [Wallis, 1969]:

π2 =σ
√ ,(1)

где vg – скорость газа, м/с; μg – динамическая вязкость газа, Па·с;
σ – поверхностное натяжение, Н/м; ρg, ρf – плотность газа и жидкости
соответственно, кг/м3.
С учётом этого критерия определены условия при которых
обеспечивается накопление жидкости (Рис. 5, закрашенная
область), при этом температурные условия влияют не значительно.
Увеличение температуры с 5 до 25 0С увеличивает π2 не более чем
на 11 %. При более высоких дебитах газа для увеличения количества
жидкости на стенке предлагается использовать осевой завихритель
[Пермяков, 2020].
20Дебит газа,
Температура 15 °С
скорость π2∙10-4
Безразмерная

тыс.м3/сут
15Унос 80 %
1000

10820
Унос 50 %500
5Область накопления жидкости395
Начало уноса
на внутренней стенке трубы100
024681050
Давление, МПа
Рисунок 5 – Доля уноса жидкости в бесконечно длинной трубе в
зависимости от безразмерной скорости газа при дисперсно-кольцевом
режиме течения газожидкостного потока
[Пермяков, 2020]
Очевидно, что измеряемое электрическое сопротивление будет
зависеть от уровня жидкости в пробоуловителе. По результатам
экспериментальныхизмеренийрезистивнымдатчиком
электрического сопротивления водных растворов хлорида натрия
минерализацией 1, 5 и 10 г/л при изменении толщины слоя
жидкости от 3 до 14 мм установлено, что уже при 3 мм абсолютная
разница расчётной и заданной минерализации составляет менее 0,3
г/л, а чувствительность кажущейся минерализации менее 0,2
г/(л*мм), а при толщине слоя жидкости 6 мм и более
чувствительностькажущейсяминерализациипрактически
постоянна (Рис. 6).
0,30
1 г/л
0,205 г/л
dM/dz, г/л

10 г/л
0,10

0,00
051015
-0,10
z, мм
Рисунок 6 – Чувствительность кажущейся минерализации в зависимост от
толщины слоя жидкости
По результатам динамических экспериментов на лабораторном
стенде показано, что скорость газожидкостного потока (5-15 м/с) не
влияет на наполняемость пробоуловителя, а следовательно, на
расчётную минерализацию при заглублении резистивного датчика
не менее чем на 8 мм.
По результатам экспериментальных данных наличие жидких
углеводородов в газожидкостном потоке увеличивает значение
электрического сопротивления жидкой фазы, но оно практически
постоянное и не зависит от доли жидких углеводородов при
соотношении водный раствор/керосин более 0,4 (Рис. 7).
100000004
R25, Ом
сопротивление, Ом

10000003Минерализация
Электрическое

М расч., г/л
расчётная, г/л
1000002

100001

10000
68,2 26,39,82,20,4керосин
100Соотношение “водный раствор NaCl:керосин”-1
051015 2025303540
Время, мин.
Рисунок 7 – Электрическое сопротивление эмульсии (водный раствор
хлорида натрия с концентрацией 1 г/л и керосина) при разном
соотношении раствор NaCl/керосин
Это, при соответствующей калибровке резистивного датчика,
позволяет применять его в обвязке газоконденсатных скважин при
объёмной доле жидких углеводородов от общей жидкости до 72%.
Практически этот критерий определяется как отношение расчётных
значенийудельногоколичестваконденсационнойводы
(рассчитывается по формуле Р. Ф. Бюкачека [Бюкачек, 1959]) к
удельному количеству жидких углеводородов, выделившихся из
добываемого газа при изменении термобарических условий при
движении флюида от пласта до устья скважины (точки установки
поточного резистивного датчика).
Результаты статических (Рис. 8) и динамических (Рис. 9)
экспериментов с суспензиями показывают, что содержание
механических примесей в газовом потоке практически не влияет на
значенияэлектрическогосопротивленияирасчётной
минерализации при доле механических примесей в жидкой фазе
газожидкостного потока до 10% по объёму.
без песка
В:П 500
Минерализация, г/л

40В:П 100
В:П 50
30В:П 25
В:П 10
20В:П 10, через 10 мин
справочные даные
051015
Электрическая провдоимость (1/R), мСм

Рисунок 8 – Связь минерализации водного раствора хлорида натрия от
измеренной резистивным датчиком электрической проводимости
суспензии по результатам статического эксперимента
10 00050

Минерализация, г/л
сопротивление, Ом
Электрическое
УЭП, мСм/см
1 000
1000
03 0006 0009 000
Время, с
Электрическое споротивление (датчик), Ом
Удельная электрическая проводимость (УЭП кондуктометр), мСм/см
Минерализация расчётная, г/л
Минерализация (через объем суспензии и массу добавленной соли), г/л
Рисунок 9 – Динамический эксперимент по изменению электрического
сопротивления суспензии, УЭП и минерализации при ступенчатом
добавлении хлорида натрия
В третьей части выполнено уточнение ионного состава и
минерализации конденсационной и пластовой воды сеноманских и
нижнемеловыхпластовЗападной-Сибиринапримере
месторождений ООО “Газпром добыча Надым”, что позволяет с
большей точностью диагностировать долю разных типов воды
(Рис. 10).
Применяемые технические жидкости разнообразны, поэтому для
повышения точности диагностики ионный состав их водной части
важно определять по результатам ГХА или в крайнем случае по
рецептуре при каждом геолого-техническом мероприятии.
По результатам статистического анализа результатов диагностики
попутной воды из скважин на отложения нижнего и верхнего мела
Западной Сибири за 2009-2019 гг. (по данным ООО “Газпром
добыча Надым”) показано, что соотношение частоты встречаемости
типов воды практически не изменяется: около 60% от общего
количества проб, представлены конденсационной водой, 15% проб
представлены конденсационно-пластовой водой и оставшиеся 25%
проб представлены двух- и трёхкомпонентными смесями
техногенной воды с другими типами.
Доля пластовой воды, %Доля пластовой воды
80увеличилась от 0% до 4 %
Доля пластовой воды
20уменьшилась со 100% до 82%
0510152025
Минерализация, г/л
Диагностика по методике ИПНГ РАН. Минерализация воды:
конденсационной – 1,0 г/л и пластовой – 17,0 г/л
Диагностика с учётом уточнённой минерализации воды:
конденсационной – 0.28 г/л и пластовой – 20,6 г/л
Рисунок 10 – Влияние уточненной минерализации конденсационной и
пластовой воды на диагностику генезиса
В четвёртой части рассмотрены методики диагностики генезиса
попутной воды: действующая (ИПНГ РАН); графоаналитическим
способом по ионному составу (Патенты РФ № 2710652, № 2711024);
по ионному составу с использованием формулы Ахундова и
предложена методика диагностики по минерализации, также с
применением формулы Ахундова, с использованием априорных
данных о применении техногенных жидкостей на скважинах.
Численным моделированием доказано, что точность диагностики
по любой методике напрямую зависит от точности определения
содержания индикаторных элементов в пробе. С этой точки зрения
предложенная диагностика по минерализации выгодно отличается
от других методик, так как точность определения минерализации
существенно выше в виду точности определения УЭП жидкости
(менее 5 % для портативных кондуктометров) и высокой
погрешности при определении концентрации ионов при
гидрохимическом анализе (до 18%).
С учётом статистических данных по распределению проб по типам
воды, диагностика по минерализации позволяет с высокой степенью
достоверности диагностировать 75% всех отбираемых проб на
рассматриваемых месторождениях ООО “Газпром добыча Надым”.
Для остальных 25% проб, представленных конденсационно-
пластово-техногенной водой необходим ручной отбор проб, при
этом единственным способом диагностики является диагностика по
ионномусоставу,определённомупристандартном
гидрохимическом анализе или потенциометрическим способом с
обязательной пробоподготовкой.
Итак, по результатам теоретических и экспериментальных
исследований разработана методика оперативного контроля за
обводнением газовых и газоконденсатных скважин, которая
включает следующий порядок действий:
I. Подготовительный этап:
1. Новые датчики подлежат обязательной калибровке,
заключающейся в измерении электрического сопротивления и
удельной электрической провдоимости растворов хлорида натрия
известной минерализации при 250 С и толщине слоя калибровочного
раствора над датчиком не менее 10 мм;
2. Резистивные датчики устанавливаются в углублении 10 мм
на нижней образующей горизонтального участка трубопровода
обвязки скважины;
3. По мере поступления данных в электронный блок
измерителя или в центральный сервер оператором заносится
информация о применении в скважине технических жидкостей
(дата, минерализация водной части технического раствора, тип соли
NaCl, CaCl2 или другие данные).
II. Измерения электрофизических параметров:
1. Вначале поточным резистивным датчиком измеряется
электрическое сопротивление и температура контролируемой
жидкости;
2. Затем с учётом температуры жидкости рассчитывается
электрическое сопротивление, приведённое к стандартной
температуре 250 С;
3. Далее с применением калибровочных данных (п. I.1)
рассчитывается удельная электрическая проводимость и
минерализация попутной воды;
III. Диагностика генезиса по значению минерализации и
априорным данным об отсутствии закачки технической жидкости
(п. I.2) выполняется по алгоритму:
1. Проба с минерализацией меньше или равной минерализации
конденсационной воды относиться к 100% конденсационной воде;
2. Если техническая жидкость не закачивалась в скважину, а
минерализация в интервале значений характерных для
конденсационной и пластовой воды, то рассчитывается доля
пластовой воды по формуле А. Р. Ахундова:
(М  М)
Sкон  100 %,(2)
пл(М  М)
плкон
где Sпл – доля пластовой воды в пробе; М, Мкон, Mпл –
минерализация пробы попутной воды, конденсационной (принята 1
г/л) и пластовой, г/л.
3. В остальных случаях проба может представлять собой
трёхкомпонентную смесь конденсационной, пластовой и
техногенной воды – диагностика по минерализации только
качественная: определяется возможна минимальная и максимальная
доля каждого типа воды. Более точная диагностика осуществляется
по одной из проанализированных методик [Способ диагностики
попутных…, 2019; Способ диагностики попутных…, 2020] по
результатам стандартного гидрохимического анализ (ГХА) пробы
попутной воды, отобранной вручную.
IV. Далееповторяютсяизмеренияэлектрофизических
параметров и диагностика генезиса.
Глава 3 содержит результаты длительных испытаний
поточного резистивного датчика на скважине № 814 Медвежьего
НГКМ и рекомендации по оптимизации гидрохимического
контроля с применением разработанной методики.
Для снижения коррозионных процессов при полевых испытаниях
электроды выполнены из платинированной проволоки (длинна
электродов 5 мм, диаметр 1 мм), кроме того использован
шунтирующий резистор 120 кОм подключённый параллельно
электродамдлясниженияэлектромагнитныхнаводок.
Дискретность измерений электрического сопротивления составляет
2 секунды, для дальнейших расчётов используется значение моды
за 3 минуты, что позволяет сгладить пульсацию электрического
сопротивления, обусловленного колебанием поверхности жидкости
в пробоуловителе.
По данным гидрохимического анализа попутная вода на скважине
№ 814 диагностируются как 100% конденсационная вода с
минерализацией 0,22 г/л. Поэтому для проверки работоспособности
поточного датчика выполнены эксперименты с подачей на устье
скважины водных растворов хлорида натрия разной минерализации.
Пробы жидкости для ГХА отбирались сразу после резистивного
датчика (в 20 см по направлению движения газожидкостного
потока), что позволило отбирать ту же жидкость, которая была в
резистивном датчике. В целом можно отметить, что минерализация
от 1 до 50 г/л включительно успешно диагностируется с
погрешностью менее 20%. При минерализациях менее 1 г/л
погрешность выше, однако это принципиально не вносит изменений
в результат диагностики попутной воды, т.к. абсолютная разница
ничтожна, а попутная вода однозначно диагностируется как
конденсационная (Рис. 11).

Рисунок 11 – Сравнение минерализации при закачке солевых растворов
на устье скважины
При исключении проб по которым разница минерализаций больше
±20%, коэффициент корреляции составляет 0,98 (Рис. 12), что в
соответствии с Программой испытания является положительным
результатом и позволяет на ранних этапах выявлять обводнение
скважин и решает поставленную задачу по оперативному контролю
за обводнением скважин.
Рисунок 12 – Сопоставление минирализации по ГХА и данным поточного
резистивного датчика
Очевидно, что внедрение резистивного датчика на каждой
скважине требует значительных дополнительных капитальных
затрат, поэтому предлагается оптимизировать предлагаемую
методику за счёт укрупнения объекта контроля – перенос
резистивного датчика со скважин на общую точку сбора продукции
группы скважин (куст скважин, установка комплексной подготовки
газа (УКПГ) [Пермяков, 2019]. Достаточно выявить момент
обводнения группы скважин, при этом источник обводнения
устанавливается за счёт разукрупнения объекта контроля до
меньших групп скважин или отдельных скважин. После
водоизоляционных работ и отработки скважины от техногенной
воды или после ликвидации обводнённой скважины, групповой
способ оперативного контроля за обводнением восстанавливает
свою информативность.
Допустимое количество скважин в группе оценивается по
величине минерализации пластовой воды и погрешности поточного
датчика. При снижении количества скважин в общей точке или при
большей минерализации пластовой воды увеличивается
чувствительность контроля за обводнением в целом.
По результатам анализа экономических расчётов показано, что
выбор оптимального варианта оперативного контроля зависит от
доли проб, которые могут быть диагностированы по
минерализации, а значит, в общем случае, от стадии разработки
месторождения (количества обводнённых скважин). Установка
резистивных датчиков на устье всех скважин целесообразна для
вводимого в разработку месторождения. На более поздних стадиях
разработки рекомендуется укрупнять точку контроля до кустов
скважин. Для мелких месторождений (до первых десятков скважин)
укрупнение возможно в точке входа в установку комплексной
подготовки газа. Кроме того, перед выполнением любых ГХА в
лаборатории рекомендуется измерять УЭП и минерализацию
кондуктометром, что позволит выявлять конденсационную воду,
выполнять полный анализ которой нецелесообразно.
Наибольший эффект от внедрения оперативного контроля за
обводнением скважин достигается не снижением затрат на
химреактивы, а своевременной постановкой скважин в капитальный
ремонт, сокращения времени простоя скважин, предотвращения
аварийных ситуаций, снижения сложности, длительности, а,
следовательно, и стоимости капитальных ремонтов. Оценочно
вариант непрерывного мониторинга с установкой резистивный
датчик на каждой скважине окупится за несколько месяцев работы
одной восстановленной скважины при среднем дебите газа около
500 тыс. м3/сут.
В обобщённом виде оптимизированная за счёт укрупнения
объекта контроля методика оперативного контроля за обводнением
газовых и газоконденсатных скважин состоит из трёх уровней
(Рис. 13).
На первом уровне осуществляется онлайн контроль
минерализации попутной воды поточным резистивным датчиком и
диагностикагенезиса поминерализации.Увеличение
минерализации по сравнению с предыдущими замерами указывает
на приток высокоминерализованной воды, следовательно,
необходимо разукрупнить объект контроля (до отдельных скважин)
для установления источника притока этой воды – переход на второй
уровень контроля.
На втором уровне контроля осуществляется отбор проб на устье
скважины при рабочем дебите. По аналогии с первым уровнем
контроля определяется общая минерализация проб, но при помощи
портативного кондуктометра, и осуществляется диагностика
попутной воды по минерализации и выявляется обводняющаяся
скважина. Пробы со скважин с закачанной технической жидкости
подлежат более детальному анализу на третьем уровне контроля, по
остальным скважинам усиление контроля не требуется.
Схема оперативного контроля за
обводнением скважин

1-й уровень
онлайн контроль минерализации
попутной воды по группе скважин

Нет
М > 1 г/лДа

2-й уровень
Отбор проб вручную и контроль
минерализации попутной воды
кондуктометром по всем скважинам
группы

НетДа
М > 1 г/л

НетБыло применение Да
техногенной воды?

3-й уровень
Стандартный ГХА

Диагностика генезисаДиагностика генезиса
по минерализациипо ионному составу

БД результатов
диагностики типа воды

Принятие решения по
скважине

Рисунок 13 – Укрупнённая схема оптимизированного гидрохимического
контроля за обводнением скважин
На третьем уровне контроля пробы подвергаются стандартному
гидрохимическому анализу и диагностике попутной воды по
ионному составу.
Результаты исходных замеров удельной электрической
проводимости, ионного состава и результатов диагностики
попутной воды с каждого уровня контроля аккумулируются в базе
данных для оперативного их использования при анализе
эксплуатации скважины, оценке эффективности геолого-
технических мероприятий и принятия решения по дальнейшей
эксплуатации, ремонту или ликвидации скважины.
В заключении подводятся итоги диссертационного исследования,
излагаются его основные результаты.
Разработанная методика оперативного контроля за обводнением
газовых и газоконденсатных скважин по непрерывному измерению
электрического сопротивления попутной воды выгодно отличается
от известных методик контроля за обводнением и имеет
технологический, управленческий и экономический эффект.
Технологический эффект заключается в переходе от дискретного
отбора проб к непрерывному мониторингу при минимальном
участии работника. Это достигается за счёт применения в качестве
диагностического признака типа воды её электрофизического
параметра – удельной электрической проводимости (УЭП) вместо
гидрохимических показателей, что значительно повышает
оперативность исследования пробы попутной воды и позволяет по
минерализации диагностировать генетический профиль попутной
воды не содержащей техногенных растворов (около 75% всех
отбираемых проб на месторождениях ООО “Газпром добыча
Надым”). Для измерения УЭП используется поточный резистивный
датчик, установленный в углублении на нижней образующей
трубопровода, в том числе при объёмной доле механических
примесей в попутной жидкости до 10% и жидких углеводородов до
72%.
Управленческий эффект заключается в возможности обнаружения
первых этапов обводнения скважин, что позволяет предпринимать
действия для предотвращения связанных с ним осложнений
эксплуатации (разрушение прискважинной зоны пласта-
коллектора, абразивный износ, накопление песчано-глинистой
пробки и др.). Это достигается за счёт непрерывного и
единовременного мониторинга типа попутной воды по всему фонду
скважин месторождения, в том числе с возможностью интеграции в
систему «интеллектуального месторождения».
Экономический эффект от использования методики заключается:
во-первых, в снижении простоев скважин и минимизации потерь в
добыче газа, за счёт их своевременного вывода в ремонт; во-вторых,
в снижении затрат на химические реагенты для лабораторий,
снижении трудовых затрат лаборантов химического анализа и
операторов по добыче нефти и газа за счёт сокращения ручного
отбора проб и их лабораторного анализа. Для сокращения
капитальных затрат на оборудование промыслов поточным
измерителем минерализации разработаны критерии позволяющие
обоснованно выбирать необходимую степень укрупнения объектов
контроля с учётом стадии разработки месторождения,
минерализации пластовой воды, количества объединяемых скважин
и стоимости гидрохимических анализов.
У разработанной методики оперативного контроля за
обводнением есть и недостаток. В случае, когда по априорным
данным попутная вода может содержать техногенную воду (по
статистике это 25 % всех проб) диагностика по минерализации лишь
качественная – оценивается содержание разных типов воды в
диапазоне возможной минимальной и максимальной их доли. Более
точная диагностика осуществляется по результатам стандартного
гидрохимического анализ (ГХА) пробы попутной воды, отобранной
вручную, но в этом случае снижается частота и оперативность
контроля.
Запланировано дальнейшее развитие методики контроля за
обводнением газовых и газоконденсатных скважин:
1. В ближайшей перспективе – оценить стабильность
показаний резистивного датчика при наличии в потоке
механических примесей, представленных глинистыми частицами,
способными консолидироваться в случае осаждения в
пробоуловителе и искажать показания резистивного датчика.
2. На будущее – разработка способов определения
индикаторов техногенной воды.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ