Исследование распределения температуры по стволу работающей и остановленной скважины. Определяемые параметры.

____ Цель:определение геотермического градиента, геотермической ступени в остановленной скважине и геотермический градиент в работающей скважине.

Задачи:научить студентов используются данные термометрических исследований скважин определять продуктивные и поглощающие интервалы, теплофизические и гидродинамические параметры пласта.

При разработке нефтяных и газовых месторождений широко используются термометрические исследования скважин для решения следующего вида задач:

1. Первоначальное распределение температуры по пласту. По результатам исследования строят карты изотерм.

2. Распределение температуры по стволу остановленной скважины – кривые геотермограммы.

3. Распределение температуры по стволу работающей скважины.

4. Определение продуктивных или поглощающих интервалов.

5. Определение теплофизических и гидродинамических параметров пласта.

Кривая распределения температуры по разрезу ствола скважины, снятая в долго простаивающей скважине, называется геотермограммой (см. рис. 6.1). Отношение разности температур между двумя точками к разности глубин называется геотермическим градиентом и показывает интенсивность нарастания температур с глубиной. Величина обратная геотермическому градиенту называется геотермической ступенью (см. рис. 6.2). Для практических расчетов геотермическую ступень вычисляют по отношению к глубине 100м.

При работе скважины за счет конвективного переноса тепла пластовой жидкостью или газом и теплопередачи в окружающую среду естественное распределение температуры вокруг ствола скважины нарушается за счет теплофизических параметров пласта и жидкости:

__ __________________________________________________________

Факторы, влияющие на изменение температуры при движении флюида по стволу скважины.

___ 3.Основные признаки термометрии для решения задач в скважинах

В нагнетательных скважинах

Определение нарушения герметичности колонны в зумпфе. Состояние в зумпфе исправное, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе на расстоянии 1.5-2 м вниз от подошвы нижнего перфорированного пласта и до забоя повторяют друг друга по форме. Состояние в зумпфе нарушено, если термограммы при закачке и изливе в зумпфе в интервале перетока расходятся, причем градиент температуры при изливе ниже, чем при закачке. Термограммы выше и ниже нарушения колонны монотонны. (Датчик термометра должен быть чист.)

Определение нарушения герметичности свободной колонны выше интервалов перфорации. Критериями являются: скачкообразное изменение градиента температуры на замере при изливе; изменение градиента температуры на замере при закачке (если в нижерасположенной части скважины приемистость <30-40 м3/сут); пикообразная аномалия охлаждения (разогрева) на временных замерах в интервале времени 0 - 40ч-45 мин после прекращения закачки.

Определение нарушения герметичности НКТ и колонны, перекрытой НКТ.

Нарушение НКТ: отмечаются аномалии на замерах в интервале времени 0-2 мин после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную закачку с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

Нарушение колонны: отмечаются температурные аномалии на замерах в интервале времени 5-12 мин после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

Определение движения жидкости по пластам: наблюдаются аномалии на температурных замерах в интервале времени от 18 мин и более после:

1) перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м3/сут;

2) прекращения закачки;

3) перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м3/сут.

(На этих замерах не отмечаются аномалии в интервале времени 15-18 мин.)

Определение принимающих интервалов. Признаками принимающих интервалов являются изменение градиента температуры в интервале перфорированных пластов на замерах при закачке и охлаждение в интервале пласта на замерах в остановленной скважине.

Определение заколонного перетока вверх от интервала перфорации. На переток указывает аномалия охлаждения в неперфорированных пластах в интервале перетока на замерах термометром через 1.5-2 часа и более после прекращения закачки, изменение градиента на термограмме при закачке или аномалия калориметрического смешивания, приуроченные к кровле верхнего перфорированного пласта.

Определение заколонного перетока вниз от интервала перфорации. Признаки перетока ниже интервалов перфорации: немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе.

В добывающих скважинах

Выделение работающих пластов. Приток жидкости из перфорированных интервалов характеризуется дроссельным и калориметрическим эффектами. Приток из нижнего перфорированного пласта отмечается следующими признаками: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.

Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.

Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой.

Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаки нарушения герметичности обсадной колонны на термограммах те же, что и при выделении работающих пластов, а аномалии также обусловлены дроссельным и калориметрическим эффектами. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

_____________________________________________________________

Технологические показатели режимы работы скважины: дебит, забойное давление, обводненность.

_ Показатель разработки:

1)годовая добыча нефти(Qн, т) 2)воды(Qв т) 3)жидкости(Qж ) 4)обводненность W(массовая и объемная, %) Qв/Qж 5) накопленная добыча нефти (⅀Qн) (с самого начала разработки на 1 января) 6)накопл добыча воды 7) накопл добыча ж-ти 8)газовый фактор (G-на поверхности) м³/м³ 9)годовая закачка агента (Qзак, ) 10)суммарная закачка(⅀Qзак) 11)фонд доб СКВ (nд) 12)фонд нагн,резерв,спец скв 13)компенсация отбора жидкости закачкой (%) 14)суммарная компенсация отбора жидкости закачкой 15)Среднесут.дебит СКВ по нефти, т/сут (если одной скважины, то разделить на кол-во скважин) где α-коэф эксплуатации(0,92-0,95) 16) Среднесут. Дебит СКВ по ж-ти 17) (текущие и суммарные), д. ед. 18) д.ед., или КИН-коэф вытеснения нефти из пласта показывает полноту извл нефти из охваченного заводнением V залежи. Определяется в лаб условиях путем длительной промывки образца гп взятого из продуктив пласта до полного обводнения струи ж-ти выходящей из керна и представляет собой отношение V вытесненной нефти из керна к первонач содержанию V нефти в образце

Технологический режим работы скважины, содержит такие показатели, как: Пласт, № скв., Н эфф., Рбуф., Рлин., доп.оборудование (сепаратор….), D штуцера, Qгаз, удельн. вес(ρ), Рзаб.,, Рзат., Рпл., депрессия, Кпродуктивности, добыча в месяц, период. режим. Кпрод показывает сколько мы получим жидкости из скважины в м3 при депрессии в 1 МПа. Период нарастающей добычи характеризуется разбуривпанием и обустройством месторождения. Впериод постоянной добычи, продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения (60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводненности при водонапорном режиме разработки залежи. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скваж

___Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин осуществляется в соответствии с технологическим режимом их работы, установленным при проектировании разработки месторождений.

Технологический режим работы скважин устанавливается на основании материалов, накопленных при поиске, разведке и эксплуатации месторождения, путем изучения его геологического строения, проведения газогидродинамических, геофизических и лабораторных исследований свойств газоносных коллекторов и содержащихся в них газов, воды и конденсата.

Правильность выбранного технологического режима работы скважин в значительной степени зависит от количества и качества накопленной информации. Перечень факторов, влияющих на технологический режим, настолько велик, что затрудняет полный их учет при практических расчетах, причем некоторые из них не поддаются регулированию или теоретически недостаточно разработаны для практического использования.

В целом имеющиеся теоретические и практические исследования позволяют выделить некоторые основные факторы, по которым устанавливают технологический режим работы скважин с учетом имеющейся информации о залежи.

Как правило, на каждом конкретном месторождении можно выделить один определяющий фактор, по которому устанавливается технологический режим работы скважин. В отдельных случаях при выборе технологического режима возможны варианты одновременного учета двух и более определяющих факторов. Наиболее. существенные факторы, влияющие на технологический режим, следующие. "