Теоретические основы интерпретации температурных полей.

ВВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. Температурное поле в нагнетательной скважине 6
1.1. Конвективный теплоперенос 6
1.2. Теплообмен со стенкой скважины 7
1.3. Адиабатический эффект 11
1.4 Влияние разгазирования флюида на температуру
в скважине 12
1.5 Эффект Джоуля-Томпсона 15
ГЛАВА 2. Теоретические основы интерпретации температурных
полей 18
2.1 Интерпретация результатов термических исследований 18
2.2. Определение скорости потока в интервале теплообмена со
стенкой скважины 24
2.3 Использование расходомеров 28
2.4. Учет немгновенности регистрации поля температуры 31
ГЛАВА 3. ПРИМЕР КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 35
3.1. Обзор полевого материала 35
3.2. Определение профиля приемистости 49
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 62
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 64

Весь текст будет доступен после покупки

Исторически подземная термогидромеханика развивалась по пути решения прямых задач, когда по известным характеристикам пласта и флюида находится функциональная связь дебита, давления и температуры от координат и времени при заданных краевых условиях. Контроль разработки нефтяных месторождений потребовал решения обратных задач, когда по известным зарегистрированным параметрам поля на забое скважины (дебит, давление, температура) необходимо определить параметры пласта.
Методы определения характеристик пластов делятся на керновые, геофизические, гидродинамические и термодинамические. Первые два характеризуют пласт практически в точке или в близкой окрестности, где пробурена скважина. Гидродинамические методы охватывают весь бассейн фильтрации в данном пласте и выдают характеристики, усредненные по этому бассейну. Сопоставление данных этих двух принципиально разнотипных методов зондирования допустимо только для идеализированного однородного пласта постоянной толщины и проницаемости, заполненного однородной жидкостью. В реальных условиях корреляция требует сугубо индивидуального подхода и может носить лишь оценочный характер.
Суть зондирования пласта сводится к возмущению стационарного состояния в пласте и изучению реакции пласта на это возмущение. При гидродинамическом зондировании исследуется взаимосвязь между забойным давлением и расходом (дебитом) жидкости. Одна из этих функций (любая, либо изменение забойного давления во времени, либо изменение дебита отбираемой из пласта жидкости со временем) рассматривается в качестве функции возмущения, а другая представляет функцию отклика, реакции системы на это возмущение. Если регистрация изменения давления в скважине в настоящее время проходит без проблем, то измерение дебита жидкости, поступающей из пласта, в настоящее время - сложная задача, В некоторых известных технологиях гидродинамических исследований сквадин не предусматривается определение изменения дебита от времени работы, а эта зависимость уже является заданной величиной. Таким образом, технология ГДИ должна удовлетворять определенным требованиям, чтобы используемая для обработки данных математическая модель была адекватной реальному процессу испытания. Для некоторых технологий необходимую информацию об изменении дебита получают из самих кривых изменения давления (КВУ).

Весь текст будет доступен после покупки

Конвективный теплообмен основан на движении потока жидкости в стволе скважины, а также в за пределами перфорированных интервалов кольцевом пространстве и в пласте. Теплообмен флюида, который находится в скважине, с горными породами, которые находятся вокруг него, приводит к выравниванию их температур. Но полное выравнивание температур никогда не произойдет, т.к. конвективный теплоперенос во много раз сильнее теплообмена. С уменьшением скорости потока происходит увеличение относительной доли теплообмена в формировании температурного поля [1].
При смешении жидкостей разной температуры в скважине и в зоне повреждения обсадной колонны наблюдается явление калориметрического эффекта. При снижении температуры восходящего потока, калориметрический эффект носит название отрицательного, а при увеличении температуры - положительного. Температура распределяется в зоне смешения по калориметрическому уравнению. [3].
При отсутствии циркуляции по кольцевой схеме, в интервале, расположенном ниже интервалов перфорации температура приближается к реальной температуре в скважине. Это происходит в связи с теплообменом рабочего пласта. Зона теплообмена обычно не более 8-10 метров для добывающих скважин и 10-20 метров для нагнетательных скважин.
На рисунке 1.1 приводится схематическое распределение температуры и температурного градиента в добывающей скважине [3].
Процесс замещающей конвекции возникает, если нефть поступает в скважину, которая заполнена водой. На частицы нефти или газа в этом случае действует выталкивающая сила Архимеда [2].









Рисунок 1.1. Схематическое распределение температуры и градиента
температуры [1].
I – без учета конвекции замещения, II – аномалия внедрения.

При этом в стволе скважины происходит образование нисходящих потоков воды. Такое не простое движение жидкостей способствует затягиванию аномалий калориметрии между интервалами перфорации.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Анпилогов А. П. Выделение заводненных пластов и прослоев по данным промыслово-геофизических исследований.— «Прикладная геофизика», вып. 32. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 155—181 с ил.
2. Басин Я- П., Степанов А. Г., Крупский Л. 3. Выявление обводнения в перфорированном нефтяном пласте методом высокочувствительной термометрии.— «Нефтегазовая геология и геофизика», № 7. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1971, с. 31 — 36 с ил.
3. Басин Я. И., Кузнецов О. Л., Петухов А. С. Применение промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., изд. ВНИИОЭНГ. 1973. 125 с. с ил.
4. Берман Л. Б., Нейман В. С. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., «Недра», 1972. 216 с. с ил.
5. Блажевич В. А., Фахреев И. А., Глазков А. А. Исследования притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М., «Недра», 1969. 135 с. с ил.
6. Валиуллин Р.А. Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. – Уфа: Изд-во БашГУ, 1992. – 168 с.
7. Валиуллин Р.А., Вахитова Г.Р. Термогидродинамические исследования пластов и скважин нефтяных месторождений – Уфа: Изд-во БашГУ, 2015. – 217 с.
8. Васильевский В. Н., Петров А. П. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973. 342 с. с ил.
9. Дахнов В. И. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М., «Недра», 1972. 361 с. с ил.
10. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М., «Недра», 1975. 343 с. с ил.

Весь текст будет доступен после покупки