• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Тлумачний словник
Авто
Автоматизація
Архітектура
Астрономія
Аудит
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Винахідництво
Виробництво
Військова справа
Генетика
Географія
Геологія
Господарство
Держава
Дім
Екологія
Економетрика
Економіка
Електроніка
Журналістика та ЗМІ
Зв'язок
Іноземні мови
Інформатика
Історія
Комп'ютери
Креслення
Кулінарія
Культура
Лексикологія
Література
Логіка
Маркетинг
Математика
Машинобудування
Медицина
Менеджмент
Метали і Зварювання
Механіка
Мистецтво
Музика
Населення
Освіта
Охорона безпеки життя
Охорона Праці
Педагогіка
Політика
Право
Програмування
Промисловість
Психологія
Радіо
Регилия
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Технології
Торгівля
Туризм
Фізика
Фізіологія
Філософія
Фінанси
Хімія
Юриспунденкция

Термічні характеристики

Термометрія є одним із основних методів в повному комплексі геофізичних досліджень свердловин з метою контролю за розробкою нафтових і газових родовищ. Результати досліджень методом термометрії використовуються при вирішенні практично всіх задач експлуатації і розробки. У перфорованих пластах термометрія застосовується для виділення інтервалів притоку, визначення віддаючих (поглинаючих) пластів і встановлення інтервалів обводнення. В неперфорованих пластах термометрія застосовується для простеження температурного фронту води, яка закачується. При контролі технічного стану свердловин термометрія використовується для виявлення затрубної циркуляції і визначення місць негерметичності обсадної колони і ліфтових труб.

Природні і штучні температурні джерела, які існують у свердловині утворюють теплові поля параметри, яких обумовлені теплофізичними властивостями і характером обміну тепла з навколишнім простором. Розподіл теплового поля у свердловині можна вивчати за такими явищами:

- зміна поля температур у інтервалах працюючих пластів за рахунок масоперенесення у пласті, адіабатичного розширення (стиску) рідини і газу при зниженні (підвищенні) пластового тиску, а також аналогічні процеси, які виникають за рахунок масоперенесення у негерметичному затрубному просторі;

- зміна температури пластової рідини або газу у разі виникнення дросельного ефекту на границі пласт – свердловина;

- зміна температури рідини і газу під час їх пересування стовбуром свердловини за рахунок теплообміну флюїду з її стінками, а також із перемішування з рідиною і газом, які поступають із інших продуктивних інтервалів;

- зміна теплових властивостей порід (а іноді і цементного каменю), яка пов’язана з заміщенням флюїдів у породі-колекторі, а також за рахунок масоперенесення у поровому просторі.

Розглянемо основні аспекти теорії кількісної оцінки теплових аномалій, які утворились внаслідок існування розглянутих явищ:

1. Адіабатичне розширення (стискування) рідини і газу відбувається без теплообміну з навколишнім середовищем, а робота розширення (стиснення) здійснюється за рахунок їх внутрішньої енергії, що призводить до пониження (підвищення) температури флюїду, який заповнює поровий простір на величину:

(3.28)

де, dp – зміна тиску у середовищі;

h - диференційний адіабатичний коефіцієнт (h>0).

Для прісної води він дорівнює 0,016 К/МПа, для нафти відрізняється у 2-3 рази, а для газу на порядок вищий.

Відношення зміни температур пласта (DТ_пл) і пор заповнювача визначається:

, (3.29)

де, С_зп і С_тв – відповідно середня об’ємна теплоємність порозаповнювача і твердої фази;

К_n – коефіцієнт пористості.

Частіше відношення дорівнює DТ_пл/DТ_h » n×10^-2 і навіть в газонасичених високопористих пластах зміна температури внаслідок адіабатичного розширення дорівнює ≈ 10^-2К на 1МПа.

Такі малі аномалії температури вдається надійно виявити у спеціальних неперфорованих спостережних свердловинах, рідше у експлуатаційних свердловинах, які на значний час зупинені.

2. Масоперенесення по пласту можна спостерігати за даними термометрії у неперфорованій – спостережній свердловині, якщо температура рідини (газу), яка рухається у пласті, суттєво відрізняється від геотерми (природної температури порід на глибині). Досвід робіт вказує на можливість використання цього ефекту для виявлення інтервалів промивки пластів поверхневими водами. Напроти обводнених інтервалів спостерігається від’ємна температурна аномалія. Якщо ефект значний (~0,5К), то його можна виявити і в перфорованих інтервалах свердловин.

3. Вертикальне масоперенесення по негерметичному цементному кільцю (заколонне перетікання) можна виявити у свердловинах, які тривалий час не працюють. Ознакою перетікання є зменшення термоградієнту в інтервалі перетоку у порівнянні з природним геотермічним градієнтом у даному інтервалі.

4. Дросельний ефект (ефект Джоуля – Томсона) найбільш поширено вивчається під час контролю за розробкою нафтових і газових родовищ. На відміну від адіабатичного ефекту робота, яка здійснилася внаслідок розширення середовища, витрачається на нагрівання самого середовища. Під час переміщення рідини і газу у при свердловинній зоні пласта температура змінюється на величину:

(3.30)

де, Р_пл і Р_в – пластовий і вибійний тиски;

e_t – інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томсона.

Значення e_t для води дорівнює 0,0235×10^{-5 о}С/Па, для нафти відповідно (0,01-0,06) ×10^{-5 о}С/Па, а для газу дорівнює (-0,25¸(-0,4)) ×10^{-5 о}С/Па.

Дросельний ефект дозволяє виділяти працюючі інтервали у свердловинах, а при сприятливих умовах пласти – джерела заколонних перетоків газу. Цей ефект спостерігається напроти нижнього із пласта, який віддає рідину або газ у свердловину.

Напроти вище розташованих працюючих пластів ефект дроселювання накладається на калориметричний ефект.

5. Теплообмін між потоком і стінками свердловини поза інтервалами припливу (поглинання) залежить від теплових властивостей порід і цементного кільця, від витрат рідини або газу через перетин свердловини.

Залежність температури потоку Т від глибини z описується наближеною формулою:

(3.31)

де, Т_о = Т(z-z₀) – природна температура породи в покрівлі працюючого пласта (z-z₀);

Г – геотермічний градієнт;

(параметри Р_в, Р_у – вибійний (z-z₀) і гирловий (z-z_у) тиски);

Н = z_у-z₀ – глибина свердловини, А – механічний еквівалент теплової енергії, g – прискорення вільного падіння, С_р – питома теплоємність при сталому тиску, d - густина середовища; в=2pR_ca/G_сер (де R_c – радіус потоку у свердловині, G_сер – масовий розхід);

DТ₀ – різниця між температурою потоку і штучною температурою порід в “початковій” точці (z-z_y).

При конкретних значеннях, а для відомої конструкції свердловини і теплових властивостях цементу і порід за характером зміни Т на глибині поза інтервалами притоку можна визначити розхід рідини або газу у свердловині.

6. Калориметричний ефект пов’язаний зі зміною температури флюїдів у випадку перемішування їх потоків під час одночасної роботи двох або декількох інтервалів.

Значення температури у підошві Т₁ і в покрівлі Т₂ працюючого інтервалу пов’язані з дебітами із пласта D співвідношенням:

(3.32)

де, Т – температура потоку із пласта;

D₁ – потік, який іде знизу;

D₂ – потік, який іде зверху.

Розв’язуючи систему подібних рівнянь для всіх працюючих інтервалів, можна визначати відношення дебіту любого інтервалу до сумарного дебіту свердловини.

7. Зміна теплових властивостей пластів, що розробляються, обумовлена змінами вмісту нафти, газу і води у поровому просторі, а також масоперенесення в останньому.

Співвідношення для оцінки змін вказаних теплових властивостей порід мають достатньо неускладнений вигляд лише при відсутності масоперенесення. Об’ємна теплоємність Сd (де С – питома теплоємність, d - густина) колектора дорівнює:

(3.33)

де, К_в=1-К_н-К_г – коефіцієнт водонасиченості;

С_в, С_н, С_п, С_тв і d_в, d_н, d_г, d_тв – питомі теплоємності і густини води, нафти, газу і твердої фази відповідно.

Розрахунки за цією формулою показують, що збільшення об’ємної теплоємності колектора при обводненні нафтоносного пласта (К_п=0,25; К_н=0,8) до залишкового нафтонасичення (К_нз=0,2) дорівнює 10%, а при аналогічному обводненні газоносного пласта (К_п=0,25; К_г=0,8 і К_гз=0,2) для пластового тиску Р_пл = 20МПа досягає 25%.

Коефіцієнт теплопровідності l порід при нерухомому насиченні пор приблизно оцінюється за формулою К.Ліхтенкера:

(3.34)

Результати розрахунку за цією формулою для l_тв=3 і 6 Вт/м×к, які відповідають поліміктовому і кварцевому пісковикам, і l_в=0,56, l_н= 0,13, l_г=0,03Вт/м×к наведені на рисунку _____ 17а. Видно, що при обводненні продуктивних пластів від величини К_н(г)=0,8 до К_н(г)з=0,3 значення l зростають у 1,1 – 1,3 разів в нафтоносних, а у 1,15 – 1,9 разів в газоносних пластах.

Коефіцієнт температуропровідності а = l/(d_с) під час обводнення газоносних пластів Р_пл = 3МПа зростає на 7-12% (рисунок ____ 17,б).

Таким чином, під час обводнення продуктивних колекторів коефіцієнти їх теплопровідності l змінюються у значних межах. Однак методика контролю цих змін поки що не розроблена.

Значення l до цього часу оцінювалось у свердловинах, які тривалий час не працюють, і в яких температура встановлюється рівною до природній температурі гірських порід. При цьому l=q/Г, де q – густина природного теплового потоку. Однак ця методика може бути застосована, в основному, під час дослідження свердловин до початку розробки родовища і, головним чином, при розвідці родовища. При її використанні для контролю обводнення значний і подвійний вплив на результати має масоперенесення у поровому просторі пласта, що дренується. З однієї сторони, масоперенесення змінює теплопровідність пор, з іншої – до свердловини поступає нафта, газ і вода, температура яких може відрізнятись від природної температури пласта у свердловині, яка досліджується.

Другий відомий спосіб визначення теплових властивостей колектора – за швидкістю розформування штучного температурного поля у свердловині (включення нагрівача у свердловині, заповнення свердловини гарячим або холодним газом і ін.), мабуть, малочутливий до змін абсолютної температури порід із масоперенесення у пласті.

Таким чином, формування нестаціонарного теплового поля у процесі розробки покладів нафти і газу пов’язано, в основному, з трьома фізичними процесами: 1) теплопровідністю (кондукцією) – передачею тепла від контакту компонент різних температур; 2) конвекцією – переносом тепла шляхом пересування флюїдів у поровому просторі породи-колектора; 3) дроселюванням (ефектом Джоуля – Томсона) – виділенням (поглинанням) тепла внаслідок руху флюїдів у поровому просторі.

Щільність теплового потоку g_сум у пласті, який розробляється можна представити як суму трьох теплових потоків:

(3.35)

де, g_конд, g_конв, g_др – теплові потоки, які виникають за рахунок кондукції, конвекції і дроселювання.

До початку розробки покладів нафти і газу, розподіл теплового поля у пластах обумовлено кондукторним переносом, а головним теплофізичним параметром є теплопровідність гірських порід і їх анізотропія.

У період розробки родовищ за рахунок фільтрації нафти, газу і води у поровому просторі головним фактором стає процес конвекції і дроселювання.

У завершальній стадії розробки покладів конвекційний переніс тепла переважає над процесом дроселювання і конфекції.

Читайте також:

1. V. Поняття та ознаки (характеристики) злочинності
2. Акустичні характеристики порід
3. Будова, принцип роботи та характеристики МДН – транзисторів
4. Будова, принцип роботи та характеристики тиристорів
5. Будова, характеристики і параметри біполярного транзистора
6. Варіаційні ряди та їх характеристики
7. Векторні характеристикимеханічного руху– переміщення, шлях, швидкіст та прискорення
8. Вивчення загальної характеристики господарства, окремих галузей господарства та міжгалузевих комплексів.
9. Види мереж. Основні характеристики мереж.
10. Види та характеристики зношування
11. Види та характеристики інструментів власності.
12. Види та характеристики колективів (груп) працівників

Переглядів: 1000