Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач (стр. 4 из 5)
Рис.2.6. Изменение во времени дроссельной температурной аномалии в интервале притока нефти (кр.1) и воды (кр.2). Удельный дебит нефти 1 м3/сут м, воды -10 м3/сут-м.
Явление инверсии температурной аномалии в интервалах притока нефти и воды используется для выделения интервалов нефтеводопритоков при компрессорном освоении скважин.
Изменение температуры во времени на забое скважины с забойным давлением ниже давления насыщения носит немонотонный характер. Измеряемая на забое температура, как и в квазистационарном случае, определяется суммарным эффектом разгазирования нефти (охлаждение) и дросселирования жидкостей (разогрев) и выделившегося в пласте газа (охлаждение). Как следует из п.2.4.6 дроссельный разогрев увеличивается со временем, а охлаждение вследствие разгазирования нефти определяется в основном газовым фактором и формируется гораздо быстрее. Поэтому вначале вклад разгазирования превалирует и забойная температура снижается, с увеличением времени в зависимости от газового фактора забойная температура растет и устанавливается положительная или отрицательная температурная аномалия.
Таким образом, при регистрации переходных температурных полей непосредственно после пуска скважины (например, при ее компрессировании) явление инверсии температурной аномалии на забое скважины при снижении давления ниже давления насыщения нефти и аномальная связь между температурой и давлением, показанная в п.2.3.6, будут наблюдаться и при меньших значениях инверсного и критического газового факторов.
Распределение температуры в зумпфе скважины вблизи работающего пласта обусловлено теплоотдачей от пласта в подстилающие породы. Для малых времен эксплуатации скважины оно зависит в основном от времени и температуропроводности а пород. Отклонение температуры от фоновой можно оценить по формуле
AT(z,t) = АТ0erfc (z/2Vat) (2.15)
Здесь АТ0 - величина температурной аномалии в подошве пласта; z - расстояние от подошвы пласта до точки наблюдения в зумпфе.
Точка выхода на геотерму или распространение фронта теплового возмущения от работающего пласта в зумпфе путем теплопроводности определяется формулой
(2.16)Для среднего значения а = 2*10"3 м2/час и времен t<10 часов даже с учетом стальной колонны зона влияния пласта в зумпфе не распространяется путем теплопроводности далее 1 м от подошвы. Чрезмерная затянутость температурной аномалии в зумпф и немонотонность распределения температуры могут быть связаны с заколонным перетоком.
В компрессорных скважинах после их промывки пресной водой наблюдается еще один вид конвекции замещения. При поступлении из пласта минерализованной воды (или частиц песка) наблюдается замещение пресной воды в зумпфе скважины на минерализованную. Это приводит к затягиванию аномалий, обусловленных теплоотдачей пласта.
3.Основные признаки термометрии для решения задач в скважинах
В нагнетательных скважинах
Определение нарушения герметичности колонны в зумпфе. Состояние в зумпфе исправное, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе на расстоянии 1.5-2 м вниз от подошвы нижнего перфорированного пласта и до забоя повторяют друг друга по форме. Состояние в зумпфе нарушено, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе в интервале перетока расходятся, причем градиент температуры при изливе ниже, чем при закачке. Термограммы выше и ниже нарушения колонны монотонны. (Датчик термометра должен быть чист.)
Определение нарушения герметичности свободной колонны выше интервалов перфорации. Критериями являются: скачкообразное изменение градиента температуры на замере при изливе; изменение градиента температуры на замере при закачке (если в нижерасположенной части скважины приемистость <30-40 м3/сут); пикообразная аномалия охлаждения (разогрева) на временных замерах в интервале времени 0 - 40ч-45 мин после прекращения закачки.
Определение нарушения герметичности НКТ и колонны, перекрытой НКТ.
Нарушение НКТ: отмечаются аномалии на замерах в интервале времени 0-2 мин после:
1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;
2) прекращения закачки;
3) перевода с максимальной закачки на ограниченную закачку с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.
Нарушение колонны: отмечаются температурные аномалии на замерах в интервале времени 5-12 мин после:
1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;
2) прекращения закачки;
3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.
Определение движения жидкости по пластам: наблюдаются аномалии на температурных замерах в интервале времени от 18 мин и более после:
1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;
2) прекращения закачки;
3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.
(На этих замерах не отмечаются аномалии в интервале времени 15-18 мин.)
Определение принимающих интервалов. Признаками принимающих интервалов являются изменение градиента температуры в интервале перфорированных пластов на замерах при закачке и охлаждение в интервале пласта на замерах в остановленной скважине.
Определение заколонного перетока вверх от интервала перфорации. На переток указывает аномалия охлаждения в неперфорированных пластах в интервале перетока на замерах термометром через 1.5-2 часа и более после прекращения закачки, изменение градиента на термограмме при закачке или аномалия калориметрического смешивания, приуроченные к кровле верхнего перфорированного пласта.
Определение заколонного перетока вниз от интервала перфорации. Признаки перетока ниже интервалов перфорации: немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе.
В добывающих скважинах
Выделение работающих пластов. Приток жидкости из перфорированных интервалов характеризуется дроссельным и калориметрическим эффектами. Приток из нижнего перфорированного пласта отмечается следующими признаками: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.
Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.
Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой.
Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаки нарушения герметичности обсадной колонны на термограммах те же, что и при выделении работающих пластов, а аномалии также обусловлены дроссельным и калориметрическим эффектами. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.
Определение нарушения забоя. Нарушение герметичности забоя скважины обычно определяется по нарушению геотермического распределения температуры. При этом температура с глубиной изменяется монотонно. Наклон температурной кривой в зумпфе зависит от линейной скорости (дебита) восходящего потока жидкости. Поэтому возможный наклон температурной кривой при наличии негерметичности забоя скважины заключен между фоновым распределением температуры и распределением с нулевым градиентом температуры.
Определение нефте-водопритоков. При длительной работе скважины (когда Рзаб > Рнас) величина изменения температуры зависит от значений коэффициентов Джоуля-Томсона воды и нефти, причем нефть разогревается больше, чем вода (ен « 2ев). В случае, если скважина работает при Рзаб < Рнас (забойное давление ниже давления насыщения нефти газом), то признаком притока газированной нефти является уменьшение аномалии дросселирования или отрицательная аномалия температуры (снижение температуры относительно геотермической), что связано с отрицательным коэффициентом Джоуля Томсона для газов (бг<0).
Определение заколонного перетока жидкости снизу. Признаками перетока жидкости за колонной снизу являются: нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины, которое не согласуется с теоретическими представлениями; немонотонное распределение температуры в зумпфе скважины; аномалия калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего перфорированного пласта.
Определение заколонного перетока жидкости сверху. Переток жидкости сверху приводит к скачкообразному изменению наклона температурной кривой в интервале перетока и выше, а также к появлению аномалии калориметрического смешивания потоков в кровельной части верхнего перфорированного пласта.
В простаивающих скважинах
К разряду простаивающих причисляются практически все скважины, находящиеся в простое на момент исследования по той или иной причине. Основной признак, позволяющий выделить эти скважины в отдельную группу, квазистационарность термо-гидродинамического режима в скважине и прискважинной зоне, сопровождающаяся стабильным уровнем жидкости в стволе за период проведения исследований.