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

режиме работы скважины и изучить распределение температур по стволу скважины в заданный момент времени (последняя задача была рассмотрена в предыдущем параграфе).

В силу термодинамической взаимосвязи между давлением, температурой и характером термодинамических процессов, протекаюпщх в пористой среде, изменения забойной температуры во времени отображают определенным образом распределение давлений в пласте. В условиях постоянного отбора жидкости или газа из скважин кривая забойной температуры в координатах «температура - время» копирует в известном масштабе форму кривой распределения давлений в пласте в координатах «давление - расстояние от скважины». На этом основании метод исследования скважин путем наблюдений за измерениями забойной температуры назван методом термодинамического зондирования пласта. Кривая изменений забойной температуры АТд = (f (t) после трансформации в систему координат [р, г] изображает кривую пластовых дав.чений р (г) вокруг забоя скважины, воронку депрессии, по которой нетрудно определить эффективный радиус скважины, дифференцированное распределение гидропроводности пласта в зависимости от радиуса г, уточнить и определить ряд дополнительных параметров пласта и пластовых жидкостей и газов, обосновать эффективные мероприятия по интенсификации притока и пр.

ПРОВЕДЕНИЕ ГЛУБИННЫХ Качественная температурная

ИЗМЕРЕНИИ ТЕМПЕРАТУРЫ кривая - кривая, отображающая реальные соотношения в пласте и пригодная для графической и аналитической обработки по предлагаемой методике, может быть получена при соблюдении определенных условий глубинного замера. Следует замерять температуру стенок скважины на заданной глубине, однако показания глубинного термометра в стволе Х5кважины соответствуют температуре восходящего потока, который представляет собой смесь жидкостей и газов, притекающих из разных глубин ниже глубины замера, с разными исходными температурами. Наиболее благоприятные условия для замера температуры имеются на уровне залегания кровли продуктивного пласта, где температура восходящего потока приближается к средней температуре пласта при условии, что приток распределен равномерно по всей его продуктивной мощности.

Термодинамическое зондирование следует проводить в новых скважинах, которые вводятся в промышленную эксплуатацию на режимах постоянного отбора. Непрерывные наблюдения за изменением забойной температуры ведутся вначале в течение 2-3 суток для получения воронки депрессии вокруг скважины радиусом несколько метров, затем измерения забойной температуры ведутся периодически - через 10-15 суток, затем через месяц, квартал и т. д. - для получения информации из более отдаленных участков пласта в радиусе до 20-30 м.

Для термозондирования призабойной зоны пласта можно использовать также и пьезометрические или длительное время простаивающие скважины. Для этого в простаивающую скважину опускают термометр до кровли пласта, замеряют вначале исходную температуру в скважине, а затем пускают ее в работу с постоянным отбором жидкости или газа. Температурные измерения рекомендуется проводить ниже башмака подъемных труб; если в них необходимо измерить температуру, то отбор следует переключить на межтрубное пространство.

Рис. 37. Характер опытных кривых забойной температуры и давления после пуска скважины с постоянным отбором жидкости.

Из фонда эксплуатационных скважин можно выбрать для исследования фонтанные скважины, работающие с постоянным отбором. В работающую скважину опускают термометр, не нарушая режима ее работы, через определенные интервалы времени, например через месяц, квартал и т. д. в зависимости от продолжительности пребывания скважины в эксплуатации. Начало температурной кривой (начало отсчета времени) соответствует во всех случаях началу эксплуатации скважины. Измеряемый отрезок температурной кривой воспроизводит тогда распределение давлений в отдаленных зонах пласта. Если нужно получить данные о призабойной зоне действующей скважины, следует соответствующим образом предварительно подготовить эту скважину, в частности, следует нивелировать образовавшуюся вокруг скважины в процессе длительной эксплуатации температурную воронку, например путем нагнетания в скважину некоторого количества жидкости с постоянной температурой при небольшом перепаде давлений.

При длительных наблюдениях следует считаться с возможностью нарастания теплопроводных помех до недопустимых размеров. Teat

плопроводные помехи зависят от значения параметра Фурье Fo =

А2 • 193

в частности, изменения средней температуры радиального пласта, зависящие от влияния теплопроводности, могут быть вычислены по формуле (VII. 95). Задаваясь определенной температурной погрешностью П, находим по указанной формуле допустимую продолжительность температурных исследований, в пределах которых можно не считаться с теплопроводностью

t<,()\n\ (XI. 22)

Для песков и песчаников температуропроводность а = = 0,0015 м1ч. Если допустить помехи теплопроводности до Я = = 0,1, то при мощности пласта 20 л* получим 4650 ч.

В результате глубинных измерений получаем опытные кривые падения забойного давления рз == ф (i) при постоянном отборе и изменения забойной температуры во времени Тз= f (t), характер которых показан на рис. 37. Дальнейшая графическая и аналитическая обработка этих кривых раскрывает картину распределения давлений, температур и проницаемостей в призабойной зоне пласта.

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ , Глубинные измерсния дают, как

было сказано, две кривые - кривую падения забойного давления и кривую изменений забойной температуры. Кривая падения давления используется для определе-

ния гидропроводности пласта - , а также для уточнения усредненного фактического значения коэффициента Джоуля-Томсона е. Для этого строят кривую изменений забойного давления в полулогарифмической сетке координат: для нефтяной скважины в системе [Др, In t], где Др = Рпл - Рзаб» а для газовой скважины в системе [Др, In t], где Др = рд - plQ. Затем определяют тангенс угла наклона в пределах прямолинейного участка кривой ?р, и по известным соотношениям подземной гидро- или газодинамики вычисляют проводимость пласта (для нефтяной скважины) по формуле

kh QnoX

(XI. 23)

и для газовой

(X 4я ip н

: = fl-, (XI. 23)

где но - дебит скважины в см/сек; X - коэффициент усадки пластовой нефти; - дебит газа в см/сек при давлении Ро (нормальные условия).

Кривую изменений забойной температуры переводим в полулогарифмическую систему координат ДГ, 1п- (рис.38), причем