158. Применение индикаторных жидкостей при контроле технического состояния скважин. Виды индикаторных жидкостей. Основные требования, предъявляемые к индикаторным жидкостям.

Использование индикаторных методов для решения задач контроля было начато в 60-х гг.

Индикаторные методы (ИМ) по Соколовскому Э.В. подразделяются на три группы в зависимости от цели исследования:

1-я группа используется для получения информации в пределах межскважинного пространства. Основана на прослеживании фильтрационных потоков (уточнение фильтрационной модели разработки, неоднородности пластов, определение скорости и направления фильтрации нефти и воды в пласте, выделение заводненных пластов, выявление гидродинамической связи между пластами, оценка взаимодействия скважин, определение эффективности процесса вытеснения нефти, мониторинг за продвижением закачиваемых химических реагентов).

2-я группа предназначена для применения в призабойной зоне пласта и позволяет обнаружить заколонные перетоки, разделить дебиты нефти многопластового объекта разработки, выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости, оптимальное давление нагнетания, тип коллекторов, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пласта и т.д.

3-я группа используется в стволе скважины, с их помощью определяют техническое состояние подземного оборудования.

Виды индикаторных жидкостей

Индикаторные методы в зависимости от используемого индикатора подразделяются на несколько основных типов.

1.Изотопы (131I, 86Rb, 114Zn, 35S, 3Н - тритий, 36Сl, 24Na и т.д.), характеризующиеся присущим им периодом полураспада и энергией излучения, а также определенным периодом полураспада.

2. Стабильные индикаторы и микрокомпоненты (J, Br, Mg, Li, К, Ва, Со, бромиды).

3. Красители (флуоресцеин, эозин, эритрозин, анилин голубой, метилен голубой).

4. Пищевые продукты (мука, сахар, крахмал, глюкоза).

5. Индикаторы радикального типа - стабильные радикалы и их производные.

Технология применения

С пулей перфоратора ТПК22 в пласт вводится реагент с добавкой незначительного количества изотопа γ-излучателя. Химический реагент взаимодействует только с водой. После вскрытия пласта перфорацией производятся измерения γ-методом. На диаграммах после посадки индикатора в пласт записываются резко выраженные пики. Затем скважина эксплуатируется на прежнем режиме и через время, достаточное для полного растворения индикатора в воде, проводится вторичное измерение γ-методом. На диаграммах против обводненных интервалов пласта пики исчезают, т.к. химический реагент с γ-излучателем вытесняется из пласта в результате взаимодействия с водой. В тех частях пласта, где происходит приток нефти или отсутствует приток жидкости, индикаторы сохраняются в пласте дольше и на диаграммах отмечаются пиками.

Для изучения перемещения жидкости в пласте наиболее широко в нефтепромысловой практике применяется изотоп водорода - тритий 3H. Тритий представляет β- излучатель с периодом полураспада 12,6 лет. Продуктом его распада является 3Не. По энергии излучения тритий - самый мягкий из всех β - излучателей. Оптимальный объем меченой жидкости, необходимый для закачки, определяется экспериментально в лабораторных и промысловых условиях. В общем случае объем должен составлять не менее 20 % порового объема пласта, что обеспечивает продвижение индикатора по всей дренируемой мощности пласта.

К индикаторным жидкостям, используемым в нефтепромысловой практике, предъявляется ряд требований. Они должны быть растворимы в пластовых флюидах, сохранять физико-химические свойства в пластовых условиях, строго следовать с потоком пластовой жидкости, обладать приемлемой продолжительностью распада, биологической инактивностью, не присутствовать в пластовых жидкостях, не или мало сорбироваться на поверхности горной породы, быть дешевыми и доступными