Термометр

Введение 

Задачи  диагностики нефтяных пластов и скважин.

Геофизические методы, применяемые  для диагностики  скважин и пластов.

Особенности термометрии при  решении задач  диагностики 

Заключение  

Введение 

Геофизические исследования при  контроле разработки месторождений существенно отличаются от геофизических работ, проводимых в бурящихся не обсаженных скважинах. Обусловлено это тем , что при контроле исследуются различные категории скважин при различных режимах их работы , используются различные технологии исследований и, наконец , часто каждая обсаженная скважина , как объект измерений , требует , индивидуального подхода как к методике , так и к интерпретации полученных данных. Тогда как при исследовании не обсаженных скважин и интерпретации результатов их исследования чаще всего используются типовые шаблоны, стандарты.

Сегодня, когда реальная ситуация в отрасли такова, что объемы бурения  падают, значимость геофизического контроля за разработкой месторождений  для снижения темпов падения добычи и  ее последующей стабилизации существенно возрастает.

В контроле за разработкой  выделяют три основных направления: изучение процесса выработки  запасов залежей  нефти, оценка эффективности  применения различных  методов повышения  коэффициента нефтеизвлечения, диагностика состояния нефтяных пластов и скважин.

Наибольший  объем исследований в производстве выполняется  для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин.

Задачи  диагностики нефтяных пластов и скважин 

В направлении диагностики  состояния нефтяных пластов и скважин выделяют три группы задач.

1. Определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта.
• определение интервалов потока и поглощения жидкости ;
• определение мест притока нефти , воды и газа;
• определение продуктивности пласта и расхода флюида;
• определение энергетических параметров пласта .
1. Контроль технического состояния скважины.
• определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины ;
• выявление межпластовых заколанных перетоков в скважине;
• исследование интервалов перфорации обсадных скважин.
1. Контроль за работой насосно-подъемного оборудования.
• определение статического и динамического уровня жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве
• определение местоположения и режима работы глубинных насосов
• определение герметичности насосно-компрессорных труб
• определение мест положения и работы мандрелей.

Геофизические методы, применяемые  для диагностики  скважин и пластов 

Задачи  диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколанных перетоков снизу  и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте –газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте- водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Р _пл и Р _нас ;определение Т _заб и Т _пл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Особенности термометрии при  решении задач  диагностики 

Основным  параметром, который  измеряется и несет  информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура –  это энергетический параметр системы  , и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления , промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина-пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Диагностика осуществляется в  течение всей “жизни”  скважины: при закачивании, эксплуатации и ремонте. При этом скважины подразделяют по типам (категориям) в соответствии с режимом работы, способом эксплуатации, конструкцией и т.д. С точки зрения методических особенностей решения задач скважины можно классифицировать следующим образом: простаивающие, действующие, осваиваемые.

Диагностика скважин в различные  периоды “жизни” (закачивание, эксплуатация, ремонт) имеет свои особенности. Они сводятся к  тому, что решение  задачи осуществляется при различных  режимах работы скважин и, следовательно, при установившихся, квазистационарных, неустановившихся и переходных температурных полях в скважинах.

Тепловое  поле инерционно: для  расформирования  теплового возмущения в скважине требуется  время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды “жизни” скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, при освоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи  необходимо решать в  отношении длительно  работающих скважин  при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором.

Принятая  на предприятиях технология освоения связана с применением компрессора. При вызове притока флюида компрессором создаются переменные давления в скважине. Здесь можно выделить режим, связанный с репрессией, а затем, после прорыва воздуха, режим с депрессией на пласт, т.е. сочетание режимов нагнетания и отбора. Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования. Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает в нагнетательных скважинах ив скважинах ЭЦН.

Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем при пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.

Освоение  характеризуется  кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.

Ряд месторождений характеризуется  высоким значением  давления насыщения  нефти газом. Это  приводит к тому, что при эксплуатации скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения. В таких условиях в скважине наблюдаются многофазные потоки (нефть, газ, вода). При освоении скважин многофазные потоки могут , очевидно, возникать и при более низких давлениях насыщения, поскольку забойное давление здесь определяется глубиной спуска НКТ и может быть еще ниже.

Различие  пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая  обводненность скважин  при низких дебитах- это условия, которые  также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.

Еще одна особенность, которую  надо учитывать при  термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках  скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм.

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение  температуры в  скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

Основными эффектами, обуславливающими температурное поле в пласте и в  скважине, являются: эффект Джоуля-Томсона, адиабатический, баротермический, смешивания и теплоты разгазирования. Решение практических задач базируется на анализе формы температурной кривой и величины температурной аномалии. Последняя (аномалия), в свою очередь, выделяется на основе сопоставления зарегистрированной термограммы с геотермической (базовой). Характер изменения формы величины и знака температурной аномалии во времени определяется так же путем сопоставления термограмм, зарегистрированных в различные моменты времени ( или при различных режимах работы скважины).

Заключение 

Выбранный метод термометрии хорош тем, что для решения задач в скважинах эксплуатационного фонда проще, надежнее и достовернее метода на сегодняшний день не существует.