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

этих продуктивных интервалов обнаруживается благодаря калориметрическому эффекту, который обусловливает интенсивное падение температуры восходящего потока в интервалах притока. Таким образом, на температурной кривой образуются ступеньки с высоким температурным градиентом, по которым отбиваются интервалы притока и вычисляется их продуктивность.

Для определения продуктивности интервала п необходимо измерить на термограмме понижение температуры на ступеньке АГнп и повышение температуры потока у кровли продуктивного горизонта А Тп по отношению к температуре условной геотермы. Перепад А п определяет охлаждение восходящего потока потоком, поступающим из пласта, перепад АГ„ - нагрев нефти, поступающей из пласта, восходящим потоком. Отношение расходов жидкости, поступающей из пласта Qn, к расходу восходящего потока на уровне кровли рассматриваемого горизонта п вычисляется по формуле

Qn-----АГнп (XI. 20)

Поскольку для верхнего горизонта Qi представляет суммарный дебит скважины, то, проводя вычисления сверху вниз, можно определить дебиты всех работающих интервалов эксплуатационного объекта.

Некоторые затруднения вызывает выделение кровли самого нижнего горизонта по основной термограмме. Для этой цели можно использовать вспомогательные термограммы после остановки скважины. Температура в стволе остановленной скважины восстанавливается медленно: сначала падает температура в стволе скважины в пределах продуктивных интервалов до температуры условной геотермы, где появляются как бы отрицательные температурные аномалии, это показано на кривой О, затем остывают стенки нагретых непродуктивных пород до геотермической температуры, а в пределах продуктивных интервалов длительное время еще сохраняется перегрев вследствие дроссельного эффекта. Таким образом, продуктивные интервалы в течение длительного времени будут выделяться положительными температурными аномалиями - кривая О-

В газовой скважине в результате отрицательного значения эффекта Джоуля-Томсона условная геотерма смещается влево. Интенсивность дроссельного эффекта обычно вполне достаточна для уверенного выделения кровли и подошвы нижнего газового горизонта. Интервалы залегания подошв и продуктивность лежащих выше горизонтов выделяются на основании калориметрического эффекта точно так же, как и в нефтяных скважинах. После остановки газовой скважины в интервалах притока газа появляются на термограмме отрицательные аномалии температуры, которые сохраняются длительное время (месяцы).

В нагнетательной скважине нет калориметрических и дроссельных эффектов. Здесь основную роль играет лишь процесс теплообмена между нагнетаемым потоком и стенками скважины. Поэтому

разрешающая способность термограммы нагнетательных скважин хуже, чем эксплуатационных. Интервалы поглощения можно различить только в том случае, если они находятся на больших расстояниях -20 м и больше. Лежащие вблизи интервалы поглощения по термограмме не расчленяются. В пределах мощных поглощающих пластов градиент температуры падает до нуля. Расход нисходящего потока в стволе скважины можно считать прямо пропорциональным понижению его температуры А Г по отношению к геотермической температуре. Это, пожалуй, единственная возможность выделения приемистости вдоль разреза по основной термограмме нагнетательной скважины.

Для выделения интервалов поглощения следует пользоваться термограммами остановленных нагнетательных скважин. После остановки нагнетательной скважины, работающей длительцое время через одну-две недели в пределах интервалов поглощения образуются четко выраженные отрицательные температурные аномалии, так как принимающий пласт охлаждается на большом расстоянии от скважины и сохраняет холод иногда годами (рис. 35, Ь). Однако вычислить приемистость по интервалам по таким термограммам часто не удается. Для этих целей следует использовать глубинный дебито-мер (например, термодебитомер конструкции ВУФНИИгеофизика, о котором более подробно будет сказано дальше).

ПРОВЕДЕНИЕ ГЛУБИННЫХ СпуСК ГЛубиННЫХ ПриборОВ

В скважину с открытым устьем не представляет особых затруднений. В этом случае прибор закрепляют на проволоке, канате или кабеле любого диаметра, на устье устанавливают ролик, через который опускают измерительный прибор с помощью надежно закрепленной лебедки. На пути между лебедкой и роликом устанавливают еще дополнительный измерительный ролик строго определенного диаметра со счетчиком оборотов для определения глубины прибора в скважине. Для контроля работы датчика глубины часто на тросе или кабеле делают метки через определенные интервалы. При необходимости уточнить положение прибора учитывают поправки на растяжение и температурное удлинение кабеля.

В закрытую скважину с давлением на устье глубинные приборы опускают через лубрикатор, который вместе с прибором устанавливают на буферном фланце и затем открывают задвижку для выравнивания давлений и спуска прибора в скважину.

Для начала спуска необходимо, чтобы вес прибора превышал силы сопротивления в сальнике и силу, вытесняющую кабель давлением в лубрикаторе.

Вытесняющая сила зависит от давления в лубрикаторе, диаметра кабеля и определяется формулой

F = dp, (XI. 21)

где F - сила в кГ; d диаметр в сальнике в см; р - давление в лубрикаторе в кГ/см.

Сила трения в самоуплотняющихся сальниках также пропорциональна давлению в лубрикаторе. Практика показала, что эта сила составляет половину силы вытеснения. Таким образом, для хода прибора вниз необходимо, чтобы его вес превышал, по крайней мере, в 1,5 раза силу вытеснения (XI. 21).

При высоких давлениях вытесняющая сила является серьезным препятствием; так, для давления в лубрикаторе р = 100 кГ/см и диаметра кабеля d - 0,9 см необходимый вес прибора должен составлять я«95 кг. Значит, прибор необходимо утяжелить специальным грузом, который должен уместиться в лубрикаторе. В качестве груза удобно использовать цилиндрические бусины - свинцовые или (в худшем случае) стальные - с внутренним сквозным отверстием диаметром 10-11 мм. Бусины нанизываются на кабель до набора заданного веса груза, затем к концу кабеля прикрепляют датчик термометра, поэтому при высоких давлениях на буфере требуются длинные лубрикаторы. Длина лубрикатора, изготовленного из 21/г" насосно-компрессорной трубки для буферного давления 100 кГ/см, превышает стандартную длину насосно-ком-прессорных труб. Это связано с известными неудобствами. Нетрудно убедиться в том, что длина лубрикатора прямо пропорциональна квадрату диаметра кабеля. Снижение диаметра кабеля в два раза дает возможность уменьшить высоту лубрикатора в четыре раза. Поэтому для широкого применения дистанционных глубинных измерений под давлением решающее значение приобретает проблема малогабаритного кабеля диаметром порядка 4 мм. Такой кабель не нужно снаружи бронировать, поскольку в обсаженной скважине нет обвалов и прихватов инструмента. Пустоты между проволочками внутри кабеля должны быть тщательно заполнены пластмассой, чтобы туда не попадал газ под давлением и кабель при подъеме на поверхность не разрывался.

На показания дистанционного термометра сказывается ряд случайных помех в канале связи, заземлении, аппаратуре и пр., а также качество подготовки скважины к замеру. Пока еще единственным, более или менее надежным, способом проверки качества полученных результатов является повторный замер. Только те участки температурной кривой можно считать неслучайными, которые повторяются в последующих измерениях.

Из практики известно, что колебания температуры с амплитудой порядка 0,1° С даже на лучших термограммах не повторяются в последующих замерах.

При замере геотермического градиента необходимо быть уверенными в том, что тепловое поле в скважине восстанавливалось. Для этого геотермический градиент замеряют обычно через несколько суток после промывки и остановки пробуренной скважины. Замер производится при спуске прибора вниз. При последующем подъеме установившееся тепловое поле в скважине нарушается перемешива-