Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 [ 58 ] 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78

скважины имела бы вид вертикальной прямой линии AjCg. Но по мере возрастания разности растет интенсивность охлаждения потока, поэтому фактическая температурная кривая Тв все больше изгибается влево по линии AjCi и на некотором определенном расстоянии (точка В) становится практически параллельной геотерме Тг-Установившаяся разность температур Тв - Тг на интервале ВС прямо пропорционально зависит от скорости потока (от расхода Q

и теплоемкости жидкости с)

TB-Tr = acQ, (XI. 17)

где а - коэффициент, зависящий от условий теплообмена на стенках ствола скважины; он может быть вычислен по формуле (XI. 17) после замера дебита скважины и перепада температур Тв - Гг. Интервал стабилизации наклона температурной кривой AiBi прямо пропорционален установившейся разности температур Тв - Тт (интервалы АВ и АВ). При достаточно высоких отборах точка Bi может подняться выше устья скважины. Как видно, температура выходящей из скважины нефти не имеет ничего общего с забойной температурой. Она оказывается одной и той же для равноценных потоков с разных глубин, например с глубины и (см. рис. 31). Из практики известно, что эти температуры при малых дебитах скважины на 2-3° выше, а при больших дебитах на 20-30° выше температуры нейтрального температурного слоя.

Аналогично изменяется кривая температуры нисходящего потока (рис. 32), например при нагнетании воды в скважину. В данном случае нагнетаемая вода с определенной глубины оказывается холоднее окружающих горных пород, что обусловливает нагревание воды по пути движения. Фактическая температурная кривая отклоняется от первоначальной (вертикальной прямой AjC на рис. 32) вправо до точки стабилизации наклона Bi, ниже которой проходит почти параллельно геотерме Гг. Поскольку температура нагнетаемой воды может отличаться от температуры нейтрального слоя в точке А, то начальный участок термограммы АВ может быть выпуклым (АВ), прямым (02) или вогнутым (AgBg). В последнем случае горячая

Рис. 32. Температурные кривые нисходящего потока жидкости в скважине.

вода, попадая в скважину, вначале до некоторой глубины охлаждается, ниже нагревается. Характерно, что глубина, на которой охлаждение потока переходит в нагревание, определяется пересечением геотермы Гг и термограммы АВ в точке / (см. рис. 32). Точку / называют точкой инверсии. Касательная к температурной кривой в точке инверсии отличается вертикальным направлением. Это вполне понятно. В точке инверсии температуры потока и окружающей среды одинаковы, значит температура потока не меняется. Из сказанного ясно, что температура на забое нагнетательной скважины практически не зависит от температуры нагнетаемой воды, если точка стабилизации наклона этой кривой находится выше забоя. Снижение забойной температуры - Тг прямо пропорционально расходу воды и определяется по той же формуле (XI. 17), но с обратным знаком. С увеличением расхода воды интервал стабилизации наклона АВ увеличивается (см. кривую АВ). В случае, когда точка стабилизации опускается ниже забоя скважины, формула (XI. 17), очевидно, недействительна.

Закономерности изменения температур восходящих и нисходящих потоков жидкости в результате теплообмена через стенки ствола скважины относятся, в первом приближении, и к потокам газа. Эти закономерности совместно с другими, о которых речь пойдет ниже, необходимо учитывать при интерпретации термограмм.

ЭФФЕКТ ДЖОУЛЯ-ТОМСОНА ыло сказано, первона-

чальная температура пластовых жидкостей и газов соответствует геотермической температуре на глубине залегания. Однако по пути фильтрации через пористую среду температура жидкости растет, а температура газа падает. Установившееся изменение температуры АТ пластовой жидкости или газа зависит от перепада давлений Ар = рп - рз и определяется, в первом приближении, формулой

ДГ = -8>р, (IX. 18)

где Sj - интегральный коэффициент Джоуля-Томсона.

Значение коэффициента "е для воды равно 0,0235 град/ат, для нефтей - от 0,04 до 0,06 град/ат, для углеводородных газов - в пределах от -0,25 до -0,4 град/ат.

При высоких депрессиях (порядка 100-150 кГ/см), применяемых на прикарпатских месторождениях нефти, температура на забое скважины может оказаться выше пластовой на 4-6° С. При таких же депрессиях в газовых скважинах, например на Шебелинке, забойная температура понижается на 25-40° С. Погрешности электротермометра сопротивлений порядка 0,1° С. Следовательно, изменения забойной температуры от дроссельного эффекта фиксируются на термограмме очень точно.

Какой вид имела бы термограмма при наличии одного только эффекта Джоуля-Томсона? Поскольку этот эффект зависит от депрессии, а депрессия на забое скважины примерно одна и та же для всех продуктивных горизонтов в разрезе эксплуатационного объекта, то изменения температуры против всех продуктивных интервалов должны оставаться одинаковыми (рис. 33). В пределах продуктивных нефтяных горизонтов стенки ствола скважины окажутся нагретыми на АГда, в пределах газовых горизонтов - охлажденными на АТ. Изменения температуры АТ или АГг на стенках скважины в пределах продуктивных интервалов будут подчиняться формуле (XI. 18). Построив в системе [Т, h] температурную кривую но точкам [(Г + AT), h], получим прямую линию, параллельную геотерме Тг и сдвинутую вправо на расстояние -{-АГ для нефтяных скважин или влево на расстояние -АГг для газовых скважин. Эту как бы сдвинутую геотерму будем дальше называть условной геотермой; она играет важную роль начала координат при интерпретации термограмм действуюш,их скважин.

В нагнетательных скважинах эффект Джоуля-Томсона в стволе на стенках скважины практически отсутствует. В данном случае дроссельный эффект проявляется в призабойной зоне внутри пласта по пути движения нагнетаемой жидкости. При нагнетании жидкости температура внутри пласта становится выше, чем на забое, при нагнетании газа - ниже. Однако обнаружить этот эффект внутрипластового охлаждения или нагревания в нагнетательной скважине невозможно.

Рис. 33. Влияние эффекта Джоуля-Томсона на распределение температур на стенках скважины в продуктивном интервале.

КАЛОРИМЕТРИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ Эксплуатационные объекты

большой мощности содержат обычно несколько продуктивных горизонтов. Таким образом, в ствол поступает нефть (газ) одновременно из разных интервалов, залегающих на разных глубинах, т. е. с разными исходными темпера-