Термодинамические исследования скважин

Температурные колебания на земной поверхности вызывает изменения температуры на небольшой глубине. Суточные колебания температуры затухают на глубине менее метра, а годовые колебания температуры на глубине примерно 15 м. Этот уровень называют нейтральным слоем, ниже которого температура Постоянна и равномерно нарастает от действия теплового потока, идущего из глубины Земли. Общий тепловой поток земного пласта составляет 25,12 млрд. кДж/с. Подсчитано, что для создания такого теплового потока нужно в сутки сжигать 50 млрд. м³ метана. Интенсивность теплового потока q связана простым отношением с теплопроводностью λи температурным градиентом

Если тепловой поток постоянен, то, замеряя распределение температурного градиента, можно оценить значения λ горных пород и дифференцировать их по этой величине. В однородной толще осадочных пород геотерма Т(х) стационарного теплового потока будет иметь вид прямой линии с наклоном, соответствующий температурному градиенту Земли , имеющему различные значения в различных геологических районах Земли (в среднем Г = 0,03° С/м). При чередовании горизонтальных пластов с различными коэффициентами теплопроводности геотерма стационарного теплового потока Земли будет иметь вид ломаной линии, состоящей из прямолинейных отрезков с различными углами наклона. Чем меньше теплопроводность λ, тем больше наклон линии Т(х) против данного прослоя. Отклонения от естественной геотермы Т(х) связываются с гидро- и термодинамическими процессами, происходящими в пластах и в продуктивном перфорированном интервале. Первоначальная термограмма, замеренная до пуска скважины в работу, позволяет судить о естественном невозмущенном тепловом поле Земли. Термограмма в работающей скважине отражает все тепловые возмущения, вызванные притоком жидкости или ее поглощением, а также изменением их интенсивности. Поэтому основой для выделения продуктивных или поглощающих интервалов, определения их толщины, интенсивности поглощения и выявления общего состояния призабойной зоны являются различия между геотермой и термограммой работающей скважины. На рис. 141 показано распределение температуры по стволу скважины. Если бы поток имел бесконечно большую скорость, то он достигал бы поверхности без изменения температуры - линия АС₀ на рис. 150. Так как его скорость ограничена, он успевает охладиться и, начиная с некоторой глубины (точка В на рис. 150), термограмма потока перейдет в наклонную линию, параллельную геотерме Т_г. Разница температур Т_П-Т_Г = ΔТустановится такой, при которой при данных теплофизических свойствах горных пород потери тепла в окружающую среду сравниваются с теплом, внесенным восходящим потоком. Она прямо пропорциональна интенсивности потока или скорости восходящего потока и теплоемкости жидкости:

где а - коэффициент пропорциональности, характеризующий условия теплообмена; С - теплоемкость жидкости.

При увеличении дебита точка В на соответствующих кривых будет подниматься, и при значительных дебитах она может находиться выше устья скважины. Это означает, что стабилизация температурного градиента не успевает наступить при данных гидродинамических условиях потока.

Например, условимся, что на глубине H₂ находится второй пласт (см. рис. 150) с таким же дебитом, что и первый пласт, расположенный на глубине Н₁. Жидкость в обоих пластах обладает одинаковыми теплофизическими свойствами.

Термограмма второго потока при неработающем (пунктирная линия, идущая от точки А₁) совпала бы с термограммой потока из первого пласта. Несмотря на большую температуру второго пласта, поток из пласта Н₁ и из пласта Н₂ на устьеимел бы одинаковую температуру.

Такие же изменения температур происходят и при нагнетании воды в скважину (рис. 151).

Точке А соответствует температура нейтрального слоя. Допустим, что закачиваемая вода имеет такую же температуру. Если бы скорость закачки была бесконечно большой, то вода достигла бы забоя без изменения температуры (пунктирная линия АС). Разница в температуре воды и окружающих горных пород с увеличением глубины будет расти, и вода начнет нагреваться. На некоторой глубине (точка В) теплообменные процессы стабилизируются, и термограмма потока Т_п практически станет параллельной геотерме Т_г. При увеличении расхода точка В на соответствующих кривых будет опускаться, а при значительном расходе точка В может опускаться ниже пласта Н, то есть стабилизация теплообмена не наступит. Во время закачки холодной воды (точка А₁) вода начнет нагреваться интенсивнее, так как разница температуры воды и окружающих горных пород больше. Стабилизация теплообменных процессов наступит раньше, и точка В₁ переместится вверх (рис. 151). При закачке горячей воды (точка А₂) вначале будет происходить передача теплоты от воды к окружающим горным породам На некоторой глубине термограмма потока Т_п пересечет геотерму Т_Г в точке М, называемой точкой инверсии. Ниже точки М будет происходить нагрев воды.

Стабилизация теплообмена наступит на некоторой глубине в точке В₂, ниже которой Т_п будет параллельна геотерме Т_Г. Отсюда следует, что возможен случай, когда геотерма и термограмма будут параллельны, начиная с самого устья (точка А₃). Выше предполагалось, что температура выходящей из пласта жидкости равна пластовой. Но это было верно для статических условий, когда нет движения жидкости по пласту. При фильтрации жидкости перепад давлений ΔР = Р_К—Р_С расходуется на преодоление сил трения, в результате чего температура жидкости, вытекающей из пласта, увеличивается по сравнению с геотермальной.

При фильтрации газа, в отличие от жидкости, его температура падает вследствие большого расширения. Установившееся изменение температуры пластовой жидкости ΔТ зависит от перепада давления. Эта зависимость, называемая эффектом Джоуля-Томсона, определяется (в первом приближении) формулой

где знак минус означает, что падению давления соответствует повышение температуры; е - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона, который в практическом диапазоне изменения давлений можно считать постоянным:

для воды е = 0,24-10^-6 °С/Па;

для нефтей е = (0,41-0,61)- 10^{-6 о}С/Па;

для газов е = (2,55-4,08) 10^{-6 0}С/Па.

Это означает, что при депрессиях порядка 10 МПа нефть может иметь температуру на 4-6° С выше геотермальной. Таким образом, за счет эффекта Джоуля-Томсона геотерма при фильтрации жидкости должна сдвинуться вправо, в сторону увеличения температуры на величину ΔТ_Ж, а при движении газа – влево на величину ΔТ_Г, так как произойдет снижение температуры, которая может быть существенной (25-40° С). Современные скважинные электротермометры имеют погрешность в пределах 0,1°С.

 

 

При одновременной работе нескольких пластов или пропластков их продукция, имеющая различную температуру, смешивается, обуславливая калориметрический эффект и скачкообразное изменение температуры потока смеси (рис. 152). Амплитуда этого скачка зависит от исходных температур смешивающихся потоков, от расходов и теплоемкостей и определяется калориметрической формулой, предполагающей отданной и полученной теплоты:

ΔТв - понижение температуры восходящего потока в интервале смешения; ΔГ_П - повышение температуры присоединяющегося потока; С, Q - теплоемкости и расходы соответственно (индекс «в» относится к восходящему потоку нижнего пласта, индекс «п» означает присоединяемую жидкость верхнего пласта).

На рис. 152 показан ход термограмм с учетом калориметрического эффекта при смешивании потоков: Т_г - геотерма статического состояния без учета нагрева жидкости за счет дроссельного эффекта; ΔТ_£ - смешение температур (увеличение) за счет дроссельного эффекта Джоуля-Томсона; А - исходная точка термограммы Т_г, верхнего пласта H₂ при условии, что нижний пласт не работает; T₁ - термограмма нижнего пласта H₁ также с учетом дроссельного эффекта ΔГ_£; В - исходная точка термограммы T₁ нижнего пласта H₁ с учетом дроссельного эффекта; ΔГ_В - понижение температуры восходящего потока в зоне смешения; ΔГ_П - повышение температуры потока, присоединяющегося из верхнего пласта H₂; Т- действительная термограмма обоих потоков после смешения.

Термограмму можно интерпретировать как дебитограмму, позволяющую не только выделять продуктивные интервалы, но и определять их притоки. Из равенства (138) следует

 

Таким образом, для определения присоединяемого расхода Q_п необходимо измерить Q - расход жидкости в эксплуатационной колонне выше кровли присоединяемого пласта; ΔТ_в - температурный скачок в зоне смешения потоков, то есть охлаждение восходящего потока против присоединяемого пласта; ΔТ_п - увеличение температуры потока присоединяемого пласта, измеренное как разность температуры у кровли пласта и условной геотермы, то есть геотермы, исправленной на дроссельный эффект (см. рис. 152); С_в и С_п - теплоемкости.

Имеются скважинные термометры-дебитомеры, основанные на принципе охлаждения нагретой электрическим током спирали, омываемой потоком жидкости. Охлаждение спирали тем интенсивнее, чем интенсивнее расход жидкости. Экспериментально можно установить зависимость между температурой спирали и расходом жидкости. Таким термометром-дебитомером вдоль исследуемого интервала снимаются две термограммы: обычная, когда спираль подвергается воздействию потока, и геотерма в остановленной скважине, которая показывает изменение температуры нагретой спирали в зависимости от глубины. По разности показаний этих двух термограмм и с помощью калибровочных кривых определяется изменение расхода вдоль исследуемого интервала.

Преимуществами такого термодебитомера является то, что он имеет малые размеры и его можно спускать на одножильном кабеле, он не требует применения пакера. Такой термодебитомер позволяет фиксировать приток из каждого действующего перфорационного отверстия.

Гидродинамические и термодинамические исследования скважин позволяют получать информацию о коллекторских свойствах и строении продуктивных пластов как по всей толщине, так и их призабойных зон, а также наблюдать за положением контуров нефтеносности и газоносности в процессе разработки залежей.

Представление о гидродинамических, или так называемых фильтрационных свойствах нефтеносной и водоносной частей пласта позволяют вести постоянный контроль за разработкой залежи в целом, а так же работой каждой нефтяной и нагнетательной скважины в отдельности. Параметры пластов определяют по дебитам жидкости и газа в зависимости от изменения забойных давлений или дебитов скважин во времени.

В промысловой практике применяют следующие методы исследования:

1. Исследование скважин при установившихся режимах исследования на приток, когда показатели работы скважины в течение нескольких суток не изменяются.

2. Исследование при неустановившемся режиме работы скважин (метод прослеживания за уровнями кривой восстановления забойного давления).

3. Исследование профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

⇐ Предыдущая60616263646566676869Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: