Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач (стр. 3 из 5)
Пластовые нефть и вода содержат растворенный газ. Газосодержание -нормальный объем газа в м3, растворенного в 1 кубическом метре пластовой жидкости. Содержание газов в пластовой воде (единицы м3/м3) пренебрежимо мало по сравнению с газосодержанием пластовых нефтей (до нескольких сотен м3/м3).
Давление насыщения нефти газом - это давление, при котором начинается разгазирование нефти, выделение растворенного газа в свободную газовую фазу (появляются первые пузырьки газа).
Газовый фактор - это нормальный объем газа (т.е. объем газа в пересчете на нормальные условия), добываемый из скважины на кубометр или тонну добываемой нефти.
При эксплуатации скважины с забойным давлением ниже давления насыщения выделение из нефти растворенного газа будет происходить в призабойной зоне пласта. Тогда в удаленной части пласта, где давление выше давления насыщения, будетпроисходить однофазная фильтрация нефти с положительным дроссельным эффектом. В призабойной зоне, где давление ниже давления насыщения, будет наблюдаться двухфазная фильтрация нефти и выделяющегося из нефти свободного газа. Фильтрация газа сопровождается отрицательным температурным эффектом.
Разгазирование нефти (выделение растворенного в нефти газа в свободную газовую фазу) сопровождается поглощением тепла и приводит к дополнительному охлаждению смеси.
Величина изменения температуры на забое зависит от соотношения перепадов давления в зоне разгазирования и вне ее, газового фактора пластовой нефти.
При забойных давлениях выше давления насыщения забойная температура всегда растет с уменьшением забойного давления. Для забойных давлений ниже давления насыщения температура с уменьшением забойного давления уменьшает с я для газовых факторов больше некоторого критического Гкр и увеличивается при Г< Гкр Если Г ~ Гкр забойная температура от забойного давления не зависит, дроссельная аномалия при этом положительна и равна ен (Рпл - Рн).
Таким образом, факт эксплуатации скважины при забойном давлении ниже давления насыщения еще автоматически не означает, что на забое будут наблюдаться обязательно отрицательные температурные аномалии. Знак температурной аномалии зависит от многих параметров: пластового и забойного давления, давления насыщения, коэффициента растворимости газа в нефти, термодинамическихсвойств нефти и газа.
Наличие воды в продукции уменьшает охлаждающий эффект от разгазирования и дросселирования газа. Расчеты показывают, что при обводненности более 60% для наблюдаемых на практике газовых факторов отрицательные температурные аномалии вовсе невозможны.
При наличии разгазирования в пласте в стволе скважины наблюдается сложный многофазный неизотермический поток воды, нефти и газа. Если при малых газовых факторах еще возможен однородный гомогенный поток, с увеличением газового фактора в стволе скважины образуются различные структуры потока (пробковый, снарядный и т.д.), осложняющие (а иногда и полностью исключающие) интерпретацию данных геофизических методов.
Калориметрический эффект наблюдается при смешивании жидкостей с различной температурой в интервале перфорации и в зоне нарушения обсадных колонн. Если происходит снижение температуры восходящего потока, то калориметрический эффект называется отрицательным, в противном случае -положительным. Распределение температуры в зоне смешивания подчиняется уравнению калориметрии. Однако на практических диаграммах часто наблюдаются так называемые «пики внедрения», которые не описываются уравнениями калориметрии. Эти пики обусловлены мощными удельными притоками.
Ниже интервалов перфорации в отсутствие заколонной циркуляции наблюдается плавное приближение температуры с глубиной к естественной температуре в скважине. Это явление обусловлено теплоотдачей работающего пласта. Зона теплоотдачи, как правило, не превышает 8-10 метров в добывающих скважинах и 10-20 метров в нагнетательных скважинах.
Конвекция замещения наблюдается при поступлении нефти в скважину
заполненную водой (или газа в заполненную жидкостью скважину). На частички нефти или газа действует, в этом случае, выталкивающая сила Архимеда, при всплывании они захватывают воду и переносят ее вверх. В скважине при этом образуются нисходящие потоки воды. Такое сложное движение жидкостей приводит к затягиванию аномалий калориметрии между интервалами перфорации.
Схематическое распределение температуры и градиента температуры в добывающей скважине приведено на рис.2.4.
Нестационарные (переходные) температурные поля
Переходные температурные поля обусловлены теми же процессами, что и квазистационарные тепловые поля. Однако в условиях пуска, остановки или изменения режима работы скважины температурные поля изменяются настолько быстро, что даже в процессе одного замера происходят изменения температуры, значительно превышающие разрешающую способность термометра.
«Временной эффект записи» термограмм заключается в появлении ложных аномалий температуры, обусловленных сильным изменением температуры во времени в процессе одного замера (рис.2.5).
 |
 |
Рис.2.5 Схематические термограммы а-в, обусловленные «временным эффектом записи» при повышении и снижении температуры в стволе скважины.
1 - фоновое распределение температуры; 2,3,4 - мгновенные картины распределения температуры в стволе скважины после ее пуска, слева - при притоке жидкости, справа
- при нагнетании жидкости в пласт.
Например, пусть температура в интервале исследований по всей глубине изменяется во времени со скоростью W так, что градиент температуры Г остается постоянным. При движении термометра с постоянной скоростью V будет зарегистрирована термограмма с постоянным градиентом Г, отличным от истинного на величину АГ. Приращение градиента температуры, обусловленное «временным эффектом записи», АГ пропорционально скорости изменения температуры W и обратно пропорционально скорости движения термометра V:
(2.10)Из формулы (2.10) видно, что вклад «временного эффекта записи» при возрастании скорости движения термометра стремится к нулю. Однако скорость движения прибора ограничена постоянной времени термометра.
Существующие способы записи дифференциальных термограмм неодинаково реагируют на аномалии «временного эффекта записи». На дифференциальных термограммах, полученных дифференцированием показаний одного датчика температуры, это явление приводит к изменению градиента температуры. В то же время способ регистрации градиента температуры двухдатчиковым градиент-термометром практически свободен от влияния аномалий временного эффекта записи.
Быстрое изменение давления в скважине приводит к проявлению эффекта адиабатического расширения или сжатия.
Изменение температуры AT связано с изменением давления АР.
При адиабатическом (быстром или в отсутствии теплообмена) падении давления на 10 атмосфер вода охлаждается на 0,01 °С, нефть - на 0,14 °С. При повышении давления наблюдается соответствующий разогрев флюидов.
Изменение температуры вследствие проявления адиабатического эффекта в стволе скважины может привести к появлению температурных аномалий на границе раздела различных жидкостей. В интервалах ствола скважины, заполненных однородной жидкостью, адиабатический эффект приводит к практически параллельному смещению существующего распределения температуры вправо или влево.
Восстановление исходного распределения температуры в стволе скважины после возмущения (промывкой, резким изменением давления и др.) происходит путем теплопроводности. Медленнее всего изменяется температура на оси скважины, для оценочных расчетов можно пользоваться формулой
AT(t) = АТ0 (1 - exp(-R2/4at)), (2.12)
где АТ0 - величина начального возмущения температуры;
AT(t) - остаточная аномалия ко времени t;
R - радиус зоны возмущения температуры (радиус ствола скважины);
а - температуропроводность среды.
Баротермический эффект в пласте - это изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленное изменением давления при отсутствии фазовых превращений. При отсутствии фильтрации флюида баротермический эффект сводится к эффекту адиабатического расширения и сжатия. При стационарной фильтрации флюида он тождественен эффекту Джоуля-Томсона. Изменение дроссельной температурной аномалии на забое скважины во времени можно оценить по формуле (Чекалюк Э.Б.):
Е - коэффициент Джоуля-Томсона флюида;
АР - депрессия на пласт;
RK, г0 - радиус контура питания (воронки депрессии) и скважины;
СЖ,СП - объемная теплоемкость жидкости и насыщенной этой жидкостью пористой среды;
Q - дебит;
h- эффективная толщина пласта. Для нефтенасыщенных песчаников с = 0,8, водонасыщенных - с =1,2.
Если подвижность флюида (k/ц) в интервале притока нефти меньше, чем подвижность (k/ц) воды, в начальные моменты времени притока за счет большего удельного дебита вода может разогреваться сильнее нефти. Затем будет наблюдаться нормальное изменение температуры нефти и воды (ТН>ТВ). В этом смысле можно говорить об инверсии дроссельного эффекта для нефти и воды. Объясняется инверсия различием подвижностей воды и нефти: более подвижная вода за одно и тоже время проходит большую часть воронки депрессии, чем нефть и разогревается сильнее. На рисунке 2.6 приведены результаты расчетов по формуле (2.13) для нефти и воды.