Анализ технологической эффективности применения работ по выравниваю профиля приемистости на пласте БС 10+11 Западно-Сургутского месторождения.

5. Специальная часть ВКР

5.1 Обоснование постановки проблемы

Конвективный теплообмен обусловлен потоком жидкости в стволе скважины, в кольцевом пространстве за пределами перфорированных интервалов и в пласте. Теплообмен находящегося в скважине флюида с окружающим его массивом горных пород приводит к выравниванию их температур. Однако полного выравнивания температур никогда не происходит, поскольку конвективный теплоперенос намного сильнее теплообмена. Относительная доля теплообмена в формировании температурного поля увеличивается с уменьшением скорости потока.
Ниже интервалов перфорации при отсутствии кольцевой циркуляции температура постепенно приближается к естественной температуре в скважине с глубиной. Это явление связано с теплообменом рабочего пласта. Зона теплообмена, как правило, не превышает 8-10 метров в добывающих скважинах и 10-20 метров в нагнетательных скважинах.
Замещающая конвекция возникает, когда нефть поступает в скважину, заполненную водой (или газ поступает в скважину, заполненную жидкостью). В этом случае на частицы нефти или газа действует выталкивающая сила Архимеда; когда они поднимаются, они захватывают воду и несут ее вверх.
В скважине при этом образуются нисходящие потоки воды. Такое сложное движение жидкостей приводит к затягиванию аномалий калориметрии между интервалами перфорации.
В отсутствии заколонного движения жидкости и при наличии потока из перфорированного пласта к устью скважины происходит теплообмен в системе «скважина - горная порода». Возникновение перетока жидкости за колонной существенным образом изменяет процесс теплообмена в этой системе. С одной стороны в интервале перетока перетекающая жидкость обменивается теплом с окружающими горными породами, с другой стороны, с потоком жидкости в стволе скважины. Следовательно, в скважине в интервале перелива наблюдается теплообмен между двумя встречными течениями, а выше интервала перелива - только теплообмен с породами, что, очевидно, влияет на распределение температуры в скважине.
Распределение температуры по стволу действующей скважины зависит от множества факторов: геотермического поля, состава и скорости движения притекающего из пластов флюида. Окончательное заключение по результатам исследований выдается по данным всего комплекса, включающего дебитометрию, методы состава флюида (влагометрия, резистивиметрия), данных о забойном давлении и промысловых данных по пласту.
Основными эффектами, обусловливающими температурное поле в пласте и скважине, являются: эффекты 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).
Из анализа расчетных температурных кривых и обобщения скважинных данных следует, что наличие течения жидкости за колонной сверху приводит к резкому изменению наклонов температурных кривых в диапазоне притока и выше; точка излома температурной кривой соответствует расположению водоема - источника полива; при достаточно большой скорости восходящего потока жидкости в стволе скважины температурные аномалии на термограммах сглаживаются, и, следовательно, затрудняется обнаружение зон заколонных перетоков вследствие экранирования процессов, происходящих за колонной; при уменьшении дебита интервал перетока выделяется четче.
Кроме того, существенным при выделении перетоков жидкости сверху является различие радиусов возмущенных зон в окружающей скважину среде в интервале перетока и выше. Это приводит после остановки скважины к отставанию темпа восстановления температуры в интервале перетока по сравнению с градиентом выше интервала.
Другим показателем наличия перелива жидкости, как и в случае скважин большой продолжительности, является ярко выраженный эффект калориметрического перемешивания потоков в верхней части разбуриваемого пласта. Эта функция наиболее эффективна при разнице давлений в разбуренных и неразбуренных пластах. (рис. 1).
Определение нефтеводопритоков и оценка характера насыщения пласта с помощью термометрии основано на использовании динамических процессов, связанных с переходом забойного давления от Рзаб < Рнас до Рзаб > Рнас или наоборот, на различиях газосодержания нефти и воды и на различиях коэффициентов Джоуля-Томсона для воды, нефти и газа.










Рисунок 1 - Проявление заколонного перетока сверху. Термограммы: 1 -контрольная; 2,3 и 4 - через 45 мин, 2 и 4 часа после работы компрессора

Появление воды в потоке, во-первых, приводит к уменьшению эффективного коэффициента Джоуля-Томсона жидкой фазы и, во-вторых, за счет плохой растворимости газа в воде – к уменьшению массового расхода газа. Поэтому с появлением воды в потоке нефтегазовой смеси возможны как положительная или отрицательная температурная аномалия, так и ее отсутствие. Установлено, что при обводненности более 60% отрицательные температурные аномалии не могут наблюдаться. Рассмотрим две возможные ситуации.
Из пласта поступает нефть. В случае Рзаб1 < Рнас на термограмме регистрируется снижение температуры относительно пластовой (отрицательная аномалия). После остановки скважины, если Рзаб2 > Рзаб1, но меньше Рнас, то аномалия по абсолютной величине уменьшится, но так же будет ниже пластовой. Если же Рзаб2 будет больше Рнас, то произойдет инверсия температурной аномалии, т.е. зарегистрируется положительная аномалия. При работе же скважины с Рзаб1>Рнас температурная аномалия положительна и после остановки скважины из-за уменьшения депрессии, оставаясь положительной, аномалия уменьшится по величине.
Из пласта поступает вода. Из-за достаточно малого газосодержания воды соотношение Рзаб и Рнас не оказывает существенного влияния на характер изменения температуры притекающей жидкости, но, тем не менее, интерпретатору необходимо знание этого соотношения. Последнее необходимо для повышения однозначности при определении нефте-газо-водопритоков в ствол скважины в случаях многофазного потока. Но при поступлении воды так же следует иметь в виду два возможных случая.
Первый, когда фронт обводнения уже дошел, а температурный фронт еще не дошел до скважины, когда отсутствует влияние температуры закачиваемой воды на температуру добываемой жидкости. В этом случае при переходе забойного давления от Рзаб < Рнас до Рзаб > Рнас, знак положительной температурной аномалии не меняется. Уменьшается только величина аномалии. Признаком раннего обводнения пласта является образование положительной аномалии при Рзаб > Рнас.
Второй случай, когда температурный фронт дошел до скважины, и становится существенным влияние температуры закачиваемой воды. При этом суммарное изменение температуры поступающей жидкости, как и в случае притока нефти, может быть меньше нуля (температура ниже пластовой). Однако изменение аномалии обводненного пласта в остановленной скважине существенно отличается. После остановки скважины при росте забойного давления температура обводненного пласта (в отличии от нефтяного) снижается из-за уменьшения вклада дроссельного эффекта. При этом необходимо иметь в виду то, что при обводненности более 60%, если существует отрицательная температурная аномалия, то она связана с подходом фронта охлаждения закачиваемых вод. Интерпретация термограмм осуществляется путем совместного анализа кривых, зарегистрированных при различных режимах работы скважины. На рис.2 приведены схематические термограммы характеризующие особенности их изменения при различных ситуациях в скважине.