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

нием раствора при спуске, поэтому проверить надежность замера и вместе с тем степень восстановления теплового поля в скважине можно только через некоторое время после первого замера, например через сутки. Поскольку такие проверки, как правило, не практикуются, то нет уверенности в том, что геотерма замерена без помех и соответствует стационарному состоянию теплового поля.

В действующей скважине термограммы можно снимать при ходе прибора вверх и вниз, поэтому здесь нетрудно проверить повторяемость температурных кривых. В пределах эксплуатационных объектов замеры следует обязательно повторять до полного исключения случайностей.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ТЕРМОГРАММЫ качестве примера для интер-

претации предлагается термограмма действующей газовой скв. 165 Шебелинского месторождения (рис. 36). На этой термограмме четко выражаются 5 ступенек повышенного градиента температуры, т. е. в эксплуатационном объекте выделяются 5 продуктивных интервалов. Термограмма была снята при спуске термометра и при его подъеме. Результаты обоих замеров совпадают (за исключением мелких помех). По точкам излома термограммы нетрудно определить эффективную мощность отдельных горизонтов: сверху вниз 19, 10, 15 и 16 м - всего 60 м при общей вскрытой мощности объекта 300 м. Для определения дебитов газа по интервалам следует в первую очередь построить условную геотерму. Она проходит через точку минимума температуры нижнего горизонта Ку Понижение температуры на глубине точки против геотермического значения оказалось равным 16° С. Обычно условная геотерма проходит параллельно фактической геотермической кривой ФГ. Но в данном случае ввиду высокого этажа газоносности {300 м) и высокого дебита скважины (свыше 1 млн. м/сутки) существует перепад давлений в стволе скважины. Замерив давления по стволу скважины и полагая, что перепады температур от эффекта Джоуля-Томсона прямо пропорциональны депрессии, установили в первом горизонте ДГе = 18,2° С. Таким образом, условная геотерма оказалась более пологой, чем фактическая.

Теперь измеряем необходимые для расчетов перепады температур от условной геотермы до термограммы ATxj кровли пласта и на ступеньке термограммы АТжа этом же уровне, а затем, пользуясь формулой (XI. 20), вычисляем дебит продуктивного интервала. Дебиты продуктивных интервалов сверху вниз: 550 ООО, 93 ООО, 170 ООО, 110 ООО и 178 ООО м/сутки. Забойная температура в скважине понизилась вследствие эффекта Джоуля-Томсона в среднем на 17° С при депрессии 75 кГ/см, что соответствует коэффициенту = = 0,24 град/ат. Низкое значение этого коэффициента свидетельствует о неустановившемся температурном режиме пласта.

Точно по такой же схеме обрабатываются термограммы нефтяной скважины. При этом условная геотерма нефтяной скважины

в отличие от газовой сдвигается от фактической. При обработке термограмм следует помнить, что ниже последнего продуктивного

46° /«• 50° 52° 54° 56° 5в° 80° 82° №° 66° 68° 10° п

Рис. 36. Термограмма работающей газовой скв, 165 Шебелинского месторождения (дебит газа \,А-\ м?1 сутки. Забойная депрессия 1ЪкГ1смР).

Т-термограмма; Л-подошва пласта; К-кровля пласта; ФГ-фактическая геотерма;.

УТ-условная геотерма.

горизонта температура в стволе скважины всегда соответствует уровню геотермы.

Полная расшифровка термограмм нагнетательных скважин возможна с помош,ью термодебитомера.

ТЕРМОДЕБИТОМЕР стд-1 Существенным шагом в обла-

конструкции вушниигеофизики термограммирования скважин

является использование глубинного электротермометра сопротивления в качестве дебитомера. Для этого датчик температуры нагревается электротоком постоянной мощности 35 вт. Температура нагрева зависит, очевидно, от условий охлаждения, т. е. от скорости потока жидкости, омывающей датчик сопротивления, чем больше скорость потока, тем меньше перегрев датчика. Зная зависимость между скоростью потока и повышением температуры датчика, нетрудно по температурным замерам определить расход жидкости в стволе скважины. На таком принципе работает термодебитомер СТ-2 конструкции ВУФНИИгеофизики. Термодебитомером замеряют две температурные кривые по стволу работающей или нагнетательной скважины: первая - обычная термограмма, а вторая - термо-дебитограмма, определяющая температуру нагретого датчика. По разности температур между двумя кривыми определяют расход жидкости вдоль ствола скважины.

Преимущество термодебитомера перед вертушечным дебито-мером состоит в том, что здесь отсутствует уплотняющая воронка, нет движущихся частей, дебиты замеряют попутно с температурой и регистрируют приборами каротажной станции.

Применение термодебитомера для контроля работы нагнетательных скважин разрешит сложный вопрос об измерении приемистости эксплуатационных объектов по интервалам. Разрешающая способность термодебитомера относительно высока. По данным ВУФНИИгеофизики имеются возможности выделения поглощающцх объектов мощностью до 3 м.

Датчик термодебитомера опускают в скважину на одножильном кабеле КОБД-4. Датчики изготовляют или в кожухе для определения расхода восходящего потока, или в открытом виде для контроля качества перфорации скважины. Оказалось, что открытый датчик реагирует на приток из каждого действующего перфорируемого отверстия. Попадая в поток жидкости, выходящей из отверстия, датчик без кожуха дает острые отрицательные пики температуры.

§ 3. ТЕРМОЗОНДИРОВАНИЕ Методы термодинамических

ПЛАСТА исследований нефтяных и газо-

вых залежей позволяют определять ряд особенностей и физических параметров однородного пласта и пластовых жидкостей по изменениям забойных давлений и притока жидкости или газа, а также выявить неоднородность пласта, если наблюдаемые кривые заметно отклоняются от теоретических. Диапазон определений значительно расширяется, если в комплекс измеряемых параметров включить кроме давлений и расходов также и температуру. С помощью температурных глубинных измерений в действующих скважинах можно определить изменения температуры во времени на заданной глубине при заданном