Распределение температуры в зумпфе

На рис.7.2 приведены графики результатов расчета распределения температуры в зумпфе при закачке для случая ненарушенного начального геотермического поля пород и отсутствии движения жидкости внутри и вне эксплуатационной колонны. Здесь по оси абсцисс отложено расстояние в зумпфе, считая от подошвы пласта, по оси координат Т₀zt_rz₀ _r z  безразмерная температура, где Т(z,t)и Т₀- температура в зумпфе и закачиваемой воды в скважине при z =0 (z=0 - плоскость, соответствующая подошве пласта. соответственно, Т_r (z) - естественное (геотермическое) распределение температуры пород.

Из рисунка видно, что температура в зумпфе монотонно стремится к геотермической с увеличением расстояния от подошвы нижнего принимающего закачиваемую воду пласта. Геотермическая температура на рисунке соответствует линии ₀ = 0, т.е. z,t) _rz или Т(z,t) = T_r(z).

Глубина Н ₃ , на которой температура в зумпфе в процессе закачки практически равна геотермической, зависит от продолжительности закачки и теплофизических свойств подстилающих пласт пород. Так при увеличении времени закачки и увеличении коэффициента температуропроводности пород увеличивается глубина Н₃

При изучении характера распределения температуры при закачке (при изливе) следует особо обратить внимание на то, что в пределах (и выше) нижнего принимающего закачиваемую воду интервала градиент температуры в скважине положительный, но меньше геотермического ( при изливе градиент, как правило, отрицательный), а в зумпфе (ниже нижнего принимающего интервала) градиент температуры изменяется от плюс бесконечности (в подошве нижнего принимающего интервала) до геотермического на глубине Н₃. Таким образом, нижняя граница приема (или отдачи при изливе) отмечается резким изломом термограммы.

На рис.7.2 приведены зависимости для случая, когда температура закачиваемой в пласт воды постоянна. Однако в действительности температура воды в течение года изменяется.

Рис.7.2. Распределение температуры в зумпфе при закачке.

Шифр кривых время закачки: 1 – 0,5 г; 2 – 3 г; 3 – 5 л; 4 – 10 л; 5 – 15 л; 6 – 20 л.

Влияние сезонных колебаний температуры закачиваемой воды в подошве нижнего принимающего интервала на распределение температуры в зумпфе представлено на рис.7.3. Здесь по оси абсцисс отложено расстояние в зумпфе, отсчитываемое от подошвы принимающего пласта, по оси ординат _о -безразмерная температура, где _с (zt) - _ср(z) _o -амплитуда изменения температуры в течении года, _cp(z) и _с(z,t)- средняя и искомая температура в зумпфе. Как видно из рисунка, влияние сезонных изменений температуры закачиваемой воды быстро уменьшается. Так уже при z = 6м отношение /_o 0,15.

Влиянием сезонных колебаний температуры закачиваемой воды можно пренебречь, когда температура закачиваемой воды значительно отличается от геотермической. Этому условию удовлетворяют глубокие скважины (Н2000  3000 м).

Через небольшое время (до 1 -2 часов) после перевода скважины с режима закачки на излив (или в состояние покоя) характер распределения температуры в зумпфе тот же, что и при закачке. Отличие между этими распределениями состоит в том, что при изливе и в остановленной скважине температура в зумпфе меньше, чем при закачке на величину 0Т , где   0,002 ⁰ С/ атм - адиабатической коэффициент расширения (сжатия) воды, Р - разница забойного давления при закачке и изливе (или в остановленной скважине).

Распределение температуры в остановленной скважине

Промысловые исследования и результаты теоретических расчетов показывают, что темп восстановления температуры в различных участках ствола скважины различный. На рис.7.4 приведены расчетные зависимости темпа восстановления температуры в скважине против непроницаемых пород и поглощающих закачиваемую воду пластов.

Р ис.7. 3. Влияние сезонных колебаний температуры закачиваемой воды на распределение температуры в зумпфе. Ширф кривых: 1–зима, 2-осень, 3-лето, 4-весна.

Здесь по оси ординат отложено Т_o - безразмерная температура, по оси абцисс - Fо  atR² - безразмерное время, где Т и Т_o - отклонение температуры в скважине от геотермической в произвольный и начальный момент времени после остановки скважины соответственно, а - коэффициент температуропроводности пород, t - время простоя скважины, R - радиус скважины.

Результаты расчетов показывает, что темп восстановления температуры против поглощающих закачиваемую воду пластов значительно меньше темпа восстановления температуры против вмещающих пород. Например, при закачке воды в течение 7 месяцев аномалия температуры снизится наполовину первоначальной через 100 часов в удаленных от поглощающего пласта участках ствола скважины и через 22 суток в интервале поглощающего пласта.

Рис.7.4. Темп восстановления температуры на оси скважины.

Темп восстановления температуры в скважине изменяется с течением времени. В начальный период простоя скважины в состоянии покоя темп восстановления температуры максимальный, т.е. происходит интенсивный теплообмен скважины с породой. С увеличением времени простоя темп восстановления уменьшается. Так, при закачке воды в течение 7 месяцев за первые 100 часов простоя скважины в состоянии покоя тепловая аномалия уменьшится наполовину, в то время, как в последующие 100 часов аномалия уменьшится всего на 9%.

Технические требования к проведению исследований

Результаты интерпретации термограмм определяются выбором методики проведения исследований и качеством диаграммного материала. Критерием качества диаграммого материала является точность измерения температуры в скважине, которая в конечном счете зависит от постоянной времени термометра , выбора скорости  и направления записи.

Выбор скорости и направления регистрации термограмм

Для решения нефтепромысловых задач термические исследования проводят при непрерывной регистрации температуры в стволе скважины. В этом случае измерение температуры (Т_зам) осуществляется с погрешностью _ист _зам. Абсолютная величина  зависит от скорости  регистрации температуры, градиента температуры в скважине Г_ср и постоянной времени  термометра. Эти величины связаны между собой соотношением

, (7.1)

где 3600 - переводной коэффициент между , измеряемой в секундах, и , измеряемой в м/час.

Учитывая, что ср h формулу (1) перепишем в виде

. (7.2)

Здесь h - точность определения глубины.

При общих исследованиях (М 1:500) точность привязки диаграмм составляет h = 1 м. В этом случае скорость регистрации термограмм определяется зависимостью

м/час (7.3)

При  = 1c получаем  = 3600 м/час.

При детальных исследованиях (М 1:200) точность привязки диаграмм h = 0,4 м, а соответствующая этой точности скорость регистрации

м/час (7.4)

Отсюда = 1440 м/час, если  1 с.

Формула (7.2) получена для случая конечной величины градиента температуры. В случае скачкообразного изменения температуры правомочна зависимость

ехр ) (7.5)

где  Т = _ - относительная погрешность,  - погрешность определения температуры, ₀ - величина скачка температуры.

Полагая, что относительная погрешность Т = 0,1 ,из (5) получим

 (7.6)

Следовательно, в интервале: 20 м выше - 20 м ниже места скачкообразного изменения температуры при детальных исследованиях (М 1:200) скорость измерения температуры определяется зависимостью

м/час (7.7)

В нагнетательных скважинах, например, в интервале нижней границы приема закачиваемой воды, как правило, имеется скачок температуры. Поэтому при детальных исследованиях в этом интервале скорость регистрации термограммы не должна превышать 630 м/час при постоянной времени термометра  с.

Так как заранее не известно поведение (форма) термограммы вдоль ствола, то в интервале: 20 м выше воронки НКТ – 10 м выше интервалов перфорации рекомендуется проводить измерение температуры со скоростью V=1440 м/час, в интервале: 10 м выше- 10 м ниже интервалов перфорации рекомендуется проводить измерение температуры со скоростью V=630 м/час, а в интервале: 10 м ниже интервалов перфорации – забой со скоростью V=1440 м/час.

При общих исследованиях скорость измерения температуры V=3600 м/час. Если на этой кривой отмечается скачкообразное изменение температуры, то рекомендуется повторить измерение температуры со скоростью V=1550 м/час в интервале: 50 м ниже – 50 м выше местоположения скачка.

Все вышеприведенные конкретные величины скорости рассчитаны для термометров, у которых постоянная времени с.

Погрешность регистрации аномалии температуры со скоростями, указанными выше, составляет 10%. Вследствие того, что интерпретация термограмм проводиться на качественном уровне можно увеличить в 1,5 – 2 раза скорость регистрации термограмм. Учитывая скоротечность тепловых процессов, происходящих в скважине, для современных термометров с постоянной времени 1–2с оптимальной является скорость регистрации V=4000-4500 м/час. Скорость регистрации может быть доведено до V=6000-6500 м/час в скважинах, в которых отмечается снижение уровня воды в колонне сразу (или через) несколько минут после прекращения закачки.

При исследовании скважин общепринятым является регистрация термограмм при спуске скважинного прибора. В этом случае искажения, вносимые термометром на регистрируемую величину температуры, минимальные.

Однако в случае «прихвата» или «посадок» прибора допускается регистрация термограмм при подъеме. Термограммы, зарегистрированные при подъеме и при спуске прибора в скважине, могут отличаться как по абсолютному значению температуры, так и по конфигурации. Эти отличия обусловлены тем, что термограмма, зарегистрированная при подъеме, искажена.

При регистрации термограммы при подъеме жидкость в интервале исследования смещается вниз, изменяя при этом первоначальное распределение температуры в скважине. Так при исследовании в НКТ (d_НКТ = 2.5^,,) с использованием кабеля диаметром 6 мм изменение температуры _см вследствие смещения воды вниз не превышает 1,6% приращения температуры  в скважине (см. рис.5.5.), а при исследовании в колонне (d_k= 5/4) - 0,7%. Причем следует учесть, что термограмма, зарегистрированная при подъеме, смещается вправо при положительном градиенте в скважине и смещается влево при отрицательном градиенте.

На рис.7..5 приведены результаты термических исследований в нагнетательной скважине №461 Юсуповской площади. Диаметр колонны 5/4, искусственный забой на глубине 1253,6 м НКТ с пакером на нижнем конце спущены до глубины 1230 м.

Рис.7.5. Влияние направления регистрации на величину аномалии температуры. Замер в остановленной скважине; _____ - при спуске, ---- - при подъеме.

Проведены два замера термометром - при спуске и при подъеме прибора. На термометрах можно выделить два интервала глубин. В первом интервале 1172-1204 м относительная ошибка _см при замере на подъеме не превышает 2%. Расхождение между термограммами , зарегистрированными при спуске и при подъеме, обусловлено здесь только влиянием смещения воды. Во втором интервале 1204-1253,6 м расхождение между термограммами не только не объясняется, но и противоречит данным о влиянии смещения воды на распределение температуры в скважине. Такое расхождение, а именно; 1) температура, зарегистрированная при подъеме, выше чем температура, зарегистрированная при спуске в случае положительного градиента в скважине; 2) большая величина относительной ошибки (здесь _см = 60%) обусловлена только несоответствием скорости записи постоянной времени термометра. Постоянная времени термометра вблизи искусственного забоя сильно возросла вследствие загрязнения датчика, поэтому скорость регистрации в таких условиях не определена, так как неизвестно значение постоянной времени термометра.

Итак, детальные исследования термометром в интервале перфорации (включая забой) необходимо проводить при спуске скважинного прибора со скоростью, не превышающей 630 м/час при  с. Если необходима запись термограммы при подъеме, то регистрацию надо начинать с 3- м выше уровня осадка (уровень осадка предварительно определяется по ГГП, СТД или другим методом) со скоростью 630 м/час, а если уровень осадка неизвестен, то скорость ограничить 100м/час.

Общие исследования с целью контроля технического состояния скважины, выявление заколонного движения воды следует проводить при подъеме термометра со скоростью 3000-3600 м/ч, начиная с интервала перфорации (но не с уровня осадка). Перед началом записи надо убедится, что датчик прибора чист. Если датчик забит грязью, то необходимо промыть датчик в скважине.

Привязка термограмм по глубине

Привязка геофизического материала в действующем фонде скважин осуществляется, как правило, по кривым ГК или МЛ. Замеры ГК (или МЛ) проводят в нагнетательной скважине чаще всего в состоянии покоя. После привязки диаграммы ГК (МЛ) устанавливают метки на диаграммах других методов с учетом разницы в точках их записи. Такая методика привязки верна в случае, если диаграммы ГК (МЛ) и других методов зарегистрированны в одном и том же режиме, в одном и том же направлении с приблизительно одинаковыми скоростями, и также, если коэффициент пакеровки и вес приборов одинаков. В действительности эти условия не выполняются. В других случаях привязка будет не верна, что может привести к неверному заключению. Оценим качественно вклад каждого из перечисленных факторов на точность установления цены метки.

Режим исследования (здесь и далее считаем, что другие условия (факторы) одинаковы).

Пусть диаграммы ГК (МЛ) зарегистрирована в простаивающей в состоянии покоя скважине. Если на диаграмме другого метода при установлении цены метки не учтен режим, при котором проведен замер, то будет следующее: при изливе цена метки завышена; при закачке - занижена. Причем при увеличении скорости потока ошибка будет увеличиваться.

Пусть диаграмма ГК (МЛ) зарегистрирована при изливе. При допущениях, приведенных выше, будем иметь: при закачке и в остановленной скважине цена метки занижена. Причем занижение цены метки при закачке больше, чем в режиме покоя.

Пусть диаграмма ГК (МЛ) зарегистрирована при закачке. В этом случае будет: при изливе и в остановленной скважине цена метки завышена. Причем завышение цены метки при изливе больше, чем в режиме покоя.

Направление регистрации.

Влияние направления регистрации на цену метки существенно зависит от вязкости жидкости, степени чистоты НКТ и колонны и угла наклона скважины. При увеличении вязкости жидкости, замазученности стенок НКТ и колонны и больших углах расхождение в цене меток может быть очень большим - до 25 м и более. При этом цена метки на диаграмме, зарегистрированной на спуске, будет завышена относительно диаграммы, зарегистрированной при подъеме. Следовательно, общие исследования надо проводить при подъеме прибора. Вносимые при этом искажения термограммы не страшны, так как: 1) кривая искажена одинаково вдоль всего ствола; 2) интерпретация термограммы проводится на качественном, а не на количественном уровне. Как показывает практика, цена метки меняется в пределах допустимой точности привязки диаграмм вблизи перфорированных интервалов при изменении направления регистрации (исключение составляют случаи прихвата прибора при закачке к стенке колонны в интервале большой удельной приемистости). Поэтому детальные исследования в интервале разрабатываемых пластов следует проводить при спуске. В этом случае вносимая аппаратурой погрешность минимальная, если датчик прибора чистый.

Вес прибора.

Увеличение веса прибора приводит к удлинению каротажного кабеля в скважине, т.е. к уменьшению цены метки. Существуют палетки на величину удлинения кабеля в зависимости от веса прибора, глубины скважины и типа (диаметра) кабеля. Согласно этим палеткам из-за различия в весе, существующих в настоящее время приборов, применяемых при исследовании действующих скважин, удлинение кабеля незначительно.

Коэффициент пакеровки.

Коэффициент пакеровки К= К_п/ К_к , где К_п и К_к - площадь поперечного сечения прибора и колонны соответственно. У беспакерных приборов диаметром d_пр = 25 мм коэффициент пакеровки в колонне диаметром d_к = 130 мм К  и , как показывает практика, в этом случае можно не учитывать вытяжку кабеля. У пакерных приборов К. Вытяжка кабеля в этом случае значительна. Цена метки в этом случае занижена относительно цены метки на диаграмме, зарегистрированной беспакерным прибором.

При использовании комплексных приборов, когда проводиться одновременно запись всех параметров, привязка диаграмм упрощается и осуществляется по замерам ГК и МЛ.

Основные признаки решения задач в нагнетательных скважинах

Термометрия

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 - 40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.

Расходометрия

Определение нарушения герметичности колонны. Признаком негерметичной колонны является скачкообразное изменение показаний в месте нарушения. В некоторых случаях (при больших уходах) по расходомеру можно отметить нарушение НКТ.

Определение заколонного перетока. На переток вниз указывает увеличенный профиль приемистости в подошве нижнего принимающего пласта. На переток вверх указывает увеличенный профиль приемистости в кровле верхнего принимающего пласта.

Шумометрия

Определение нарушения герметичности колонны возможно по увеличенным показаниям в месте нарушения.

Определение заколонного перетока. Признаком перетока за колонной является увеличение показаний в интервале перетока.

Определение принимающих интервалов. Эта задача решается по повышению уровня шумов в интервалах приема.

Типовые диаграммы методов исследования

Здесь приведены типовые диаграммы по отдельным методам и комплексу методов для задач, решаемых в нагнетательных скважинах.

Определение нарушения герметичности колонны в зумпфе.

Термометрия. Задача решается по сопоставлению замеров термометром в различных режимах.