Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Современное состояние исследований неизотермического многофазного потока 16
1.1 Обзор литературы 16
1.2 Моделирование термодинамических процессов в скважине с двухфазным потоком
1.2.1 Режимы течения двухфазного потока 19
1.2.2 Межфазное трение 24
1.2.3 Межфазный теплообмен 26
1.2.4 Общая постановка задачи двухфазного потока в канале 26
1.3 Выводы по главе 29
ГЛАВА 2 Численные модели нестационарного неизотермического движения многофазного потока 30
2.1 Двухфазная модель потока дрейфа 30
2.1.1 Постановка задачи 30
2.1.2 Замыкающие соотношения 32
2.1.3 Анализ на гиперболичность 35
2.1.4 Численная реализация 38
2.1.5 Тестирование модели 41
2.2 Двухфазная модель расслоенного потока 47
2.2.1 Постановка задачи 47
2.2.2 Замыкающие соотношения 49
2.2.3 Анализ на гиперболичность 52
2.2.4 Численная реализация 54
2.2.5 Тестирование модели 56
2.3 Выводы по главе 62
ГЛАВА 3 Результаты численных исследований термогидродинамических процессов в наклонной скважине 63
3.1 Вертикальная скважина 63
3.1.1 Температурное поле при наличии зон притока 63
3.1.2 Характерное расстояние выравнивания температур фаз 68
3.1.3 Влияние интенсивности разгазирования 72
3.1.4 Сравнение с двухфазной гомогенной моделью 74
3.2 Горизонтальная скважина 76
3.2.1 Температурное поле при наличии зон притока 76
3.2.2 Влияние траектории скважины 80
3.2.3 Расчеты с использованием реальных траекторий скважин 82
3.2.4 Ограничения количественного определения дебитов фаз 84
3.3 Выводы по главе 89
ГЛАВА 4 Исследование влияния заколонных перетоков на температурное поле в скважинах подземных хранилищ газа 91
4.1 Теплофизические характеристики горных пород и флюидов ПХГ, используемых при математическом моделировании 91
4.2 Расчеты основных закономерностей распределения температуры при заколонных перетоках 93
4.3 Особенности интерпретации данных термогидродинамических исследований в скважинах подземных хранилищ газа. 99
4.4 Выводы по главе 104
Основные выводы и рекомендации 105
Библиографический список использованной литературы
- Режимы течения двухфазного потока
- Анализ на гиперболичность
- Анализ на гиперболичность
- Температурное поле при наличии зон притока
Введение к работе
Актуальность темы
На сегодняшний день метод термометрии позволяет эффективно решать многие геолого-промысловые задачи в скважинах нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа. Несмотря на его широкое применение метод имеет ограничения при получении количественных характеристик в условиях многофазного потока в наклонных скважинах, так как используемые на производстве российскими предприятиями методики интерпретации основываются на представлениях об однофазном потоке. В зарубежной практике многофазные потоки хорошо изучены, построены математические модели, которые широко используются на производстве. Но все их исследования направлены на скважины с высокими скоростями потока. В российских же условиях очень часто встречаются низкодебитные скважины. Поэтому теоретическое исследование неизотермических многофазных потоков с малыми скоростями является востребованной задачей. При этом возникают проблемы связанные с неоднозначностью, так как формирование температурного поля в скважине зависит от многих факторов: истории работы скважины, теплофизических свойств пород и флюида, депрессии, литологического разреза и т.д. По отдельности, оценить вклад каждого фактора на формирование теплового поля путем простого анализа происходящих процессов невозможно, поэтому необходима разработка математических моделей нестационарных многофазных потоков для теоретического изучения вклада различных термодинамических эффектов в температурное поле в скважине и совершенствования на их основе методики промысловых исследований и интерпретации практических данных.
Цель и задачи работы
Повышение эффективности термометрических исследований скважин на основе использования математических моделей нестационарных неизотермических многофазных потоков в наклонных скважинах.
Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:
-
Анализ современного состояния теоретических и экспериментальных работ в области изучения многофазных потоков в наклонных скважинах с целью постановки задачи исследований.
-
Разработка математических моделей для двухфазного дисперсного потока в вертикальной скважине, двухфазного расслоенного потока в горизонтальной скважине.
-
Исследование термогидродинамических процессов в вертикальной и горизонтальной скважине при двухфазных потоках с фазовыми переходами.
-
Определение путей практического применения результатов численного моделирования при интерпретации потокометрических исследований скважин нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.
Научная новизна исследований
-
Разработаны новые математические модели нестационарных многофазных термогидродинамических процессов в наклонной скважине, учитывающие межфазный теплообмен, фазовый переход, конвективный и кондуктивный теплоперенос.
-
Установлены границы применимости однотемпературной гомогенной двухфазной модели потока в наклонной скважине.
-
Изучена чувствительность объемной доли фаз и температуры к притоку из пласта в горизонтальной скважине при малых скоростях потока.
Основные положения и результаты, выносимые на защиту:
-
Разработанные математические модели тепло- и массопереноса при многофазном потоке в наклонной скважине с учетом межфазного теплообмена, фазового перехода, конвективного и кондуктивного теплопереноса, позволяющие адекватно описать процесс формирования температурного поля в скважине применительно к задачам контроля за разработкой нефтяных, нефтегазовых месторождений и подземных хранилищ газа.
-
Границы применимости однотемпературной гомогенной модели многофазного потока применительно к моделированию добывающих скважин.
3. Ограничения методики выделения и количественной оценки зон притока в горизонтальной скважине с двухфазным потоком по измеренным объемным долям и температуре.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на использовании фундаментальных уравнений тепло- и массопереноса и апро-бированых численных методов решения задач неизотермического многофазного потока, сравнении результатов с известными аналитическими и численными решениями.
Практическая значимость работы состоит в следующем: Повышение эффективности термометрических исследований скважин в условиях многофазного потока. Созданные математические модели обеспечивают повышение качества планирования и интерпретации результатов термометрических исследований скважин за счет учета установленных особенностей многофазного потока в стволе наклонной скважины нефтяных месторождений и подземных хранилищ газа.
Результаты диссертационной работы использованы в ООО НПФ «Гео-ТЭК» при разработке методического руководства по интерпретации результатов термометрических исследований скважин с многофазными потоками.
Личный вклад автора состоит в разработке математических моделей нестационарных многофазных потоков в наклонной скважине; проведении тестирования моделей и численных экспериментов.
Апробация работы
Результаты исследований докладывались и обсуждались на российских и международных научных конференциях, семинарах. Их перечень приведен ниже:
. Научно-практическая конференция «Промысловая геофизика в XXI веке» (Уфа, 2009).
. Международная школа-конференция для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (Уфа, 2010)
. Российская конференции «Многофазные системы: природа, человек, общество, технологии» (Уфа, 2010).
XVIII научно-практическая конференция «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2012).
. VIII молодежная научно-практическая конференция «Повышение эффективности геологоразведочных работ» (Уфа, 2013).
. Конференция, посвященная 50-летию кафедры «Геофизика» БашГУ в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2014» (Уфа, 2014).
. XIII Всероссийская школа-конференция молодых ученых с международным участием «Актуальные вопросы теплофизики и физической гидрогазодинамики» (Новосибирск, 2014).
. Международная конференция EAGE «21st European Meeting of Environmental and Engineering Geophysics» (Турин, 2015).
. Научный семинар кафедры геофизики БашГУ под руководством проф. Валиуллина Р.А. (Уфа, 2009-2015).
Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 14 работах, в том числе в 5 статьях, входящих в перечень ВАК. Их список приведен в конце автореферата.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем работы составляет 134 страницы и включает список литературы из 96 наименований, 64 рисунка, 27 таблиц и 6 приложений.
Благодарности. Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ по соглашению №14.574.21.0053 (RFMEFI57414X0053) (исполнитель).
Автор выражает благодарность научному руководителю и сотрудникам кафедры геофизики БашГУ, а также коллективу Московского научно-исследовательского центра компании Шлюмберже.
Режимы течения двухфазного потока
В настоящее время аналитическое, численное и экспериментальное изучение процессов неизотермической многофазной фильтрации в пласте и скважине занимает важное место в исследовательском процессе большого количества ученых и исследователей.
В начале обзора приведены классические работы по гидродинамике и теплофизике, которые служат фундаментом для современных исследований в области моделирования многофазных потоков.
Многие авторы [12-22] внесли свой вклад в развитие гидродинамической теории. Среди работ посвященных теплофизике можно выделить следующие [23-28]. Описание пограничного слоя – понятия, на котором базируется теория конвективного теплообмена приведено в [29]. Кроме того многофазные неизотермические потоки в каналах активно изучаются в проблеме безопасности ядерных реакторов [30, 31]. Последняя работа включает в себя описание коммерческих численных симуляторов, позволяющих описывать термогидродинамические процессы в каналах и потенциально применимых для расчета температурных полей в скважинах.
Одна из первых работ, посвященных двухфазным одномерным потокам, принадлежит Г. Уоллису [32]. В ней он привел описание модели потока дрейфа, которая в настоящее время часто используется для расчетов двухфазных дисперсных потоков в вертикальном канале. В работах Р.А.Нигматуллина [33, 34] развита фундаментальная теория многоскоростного континуума для описания многофазных систем. Достаточно полное описание двухфазного одномерного потока приведено в работе [35].
В следующих работах [36-38] освещены современные подходы к инженерному расчету многофазных потоков в добывающих скважинах.
Далее более детально представлен обзор основных работ, опубликованных за последние 10 лет и посвященных неизотермическому моделированию системы скважина-пласт. Livescu и др. в работе [39] представили нестационарную трехфазную модель скважины. Расчет свойств флюидов происходит в соответствии с моделью black-oil. Учет проскальзывания между фазами реализован с помощью моделей потока дрейфа [40, 41]. Закон сохранения энергии записан для смеси в целом, в результате чего единую температуру для всех флюидов. В другой работе [42] Livescu и др. улучшили предыдущую модель [39], заменив black-oil постановку на многокомпонентную модель для флюидов. Практически такую же постановку задачи использует в своей работе Wang [43]. Также этот коллектив авторов (Livescu и др.) представил полуаналитическую нестационарную трехфазную модель [44], построение которой основано на приближении о независимости от времени коэффициентов в уравнении сохранения энергии. В работах [45, 46] показаны аналитические и полуаналитические решения нестационарного уравения Hasan и Kabir [47] для однофазного потока. Авторы получали решения для различных граничных условий: пуск в работу с постоянным или кусочно-постоянным дебитом, нагнетание с постоянным дебитом и другие.
Сервисная компания TGT Oil and Gas Services занимается количественной интерпретацией термогидродинамических исследований, используя для этого симуляторы собственной разработки. Один из них основан на однофазной несжимаемой модели [48] и предназначен для интерпретации нагнетательных скважин, другой представляет собой слабосжимаемую однофазную модель [49], с помощью которой обрабатываются добывающие скважины.
Также многофазные нестационарные модели скважин рассмотрены в работах [50, 51]. Первая [50]является гомогенной, свойства флюидов зависят от давления и температуры. Вторая [51], более сложная, отличается учетом проскальзывания и наличием многокомпонентной модели для флюидов, но при этом имеет стационарную температурную постановку.
Работа [52] посвящена моделированию термогидродинамических процессов в пласте с трещиной. Расчет температуры в скважине осуществляется с помощью однофазной нестационарной модели. Однофазная сильносжимаемая модель используется в работе [53] для расчетов газовых скважин.
Моделирование интеллектуальных горизонтальных скважин освещено в работе Мурадова [54]. Представленная модель скважины описывает параллельные потоки (внутри колонны, в затрубном пространстве и др.) и тепловое взаимодействие между ними. При этом каждая модель потока является стационарной многофазной и гомогенной.
Также тема моделирования горизонтальных, но уже классических, скважин затронута в работе Yoshioka и др. [55]. Ими представлена стационарная трехфазная модель с учетом проскальзывания для газа. Расчет свойств флюидов осуществляется по эмпирическим корреляциям. Уравнение энергии записано для смеси в целом. Такая же модель горизонтальной скважины используется в работах [56, 57].
Анализ на гиперболичность
Решаются обе системы обобщенным методом Томаса (или матричная прогонка). Также организуются три итерационных процесса: два внутренних для сходимости по линеаризованным переменным в каждой системе уравнений и один внешний для согласования двух систем (уравнения движения и уравнения сохранения энергии).
По сути, описанная методика решения отдельных систем нелинейных уравнений представляет собой переформулированный метод Ньютона.
Шаг по времени выбирается из условия Куранта-Фридрихса-Леви, так как численная схема не является полностью неявной:
Для верификации построенной численной модели были решены несколько тестовых задач, в которых проверялись законы сохранения. Также было проведено сравнение с аналитическим решением для однофазного случая.
Тестовая задача №1 представляет собой калориметрическое смешивание жидкости и газа. Схематическое изображение приведено на рисунке 2.1.
Полное описание параметров, которые использовались для получения численного решения, приведено в приложении А. Результаты сравнения температуры на выходе и массовых расходов фаз показали совпадение с необходимой точностью (порядка заданной точности численного решения).
Тестовая задача №2 также описывает калориметрическое смешивание, но в этом случае в поток поступает смесь жидкости и газа (рисунок 2.3). Результат численного расчета (параметры приведены в приложении А) представлены на рисунке 2.4.
Результаты сравнения температуры на выходе и массовых расходов фаз показали совпадение с необходимой точностью (порядка заданной точности численного решения).
Тестовая задача №3 описывает калориметрическое смешивание в однофазном сжимаемом случае (рисунок 2.5). Результат численного расчета (параметры приведены в приложении А) представлены на рисунке 2.6.
Результаты сравнения температуры на выходе и массовых расходов фаз показали совпадение с необходимой точностью (порядка заданной точности численного решения).
Тестовая задача №4 (рисунок 2.7) представляет собой сравнение с аналитическим решением в случае стационарного однофазного несжимаемого потока при отсутствии теплообмена и трения со стенками. Данную задачу в зоне притока можно описать следующей системой уравнений:
Та же задача была рассчитана численно с помощью разработанной модели. Результаты сравнения давления, скорости и температуры однофазного потока представлены на рисунках 2.8-2.10.
Расслоенный режим течения принято моделировать двухскоростной моделью, так как вследствие его простой структуры представляется возможным моделирование межфазного силового взаимодействия. Для этого используются достаточно грубые модельные представления о расслоенном потоке (например, гидравлический диаметр, гладкая межфазная поверхность и др.), что могло бы привести к достаточно серьезным ошибкам, если бы не тот факт, что сила межфазного взаимодействия в расслоенном потоке существенно меньше гравитационной силы при наличии даже небольшого угла наклона от горизонтали, что будет показано далее при исследовании модели.
Также как и для модели потока дрейфа примем, что поступающий извне флюид имеет нулевую скорость. Кроме того в уравнении сохранения количества движения появилось новое слагаемое, связанное с градиентом давления в поперечном сечении горизонтальной скважины, которое описывает силу, стремящуюся разгладить межфазную поверхность. Уравнения сохранения энергии упрощаются в соответствии с теми же рассуждениями, что и для предыдущей модели, так как они верны и для расслоенного потока в горизонтальной скважине. Кроме того, отсутствует адиабатический эффект, так как депрессии в горизонтальной скважине обычно невелики.
Основная система уравнений дополняется следующими граничными и начальными условиями: Уравнения состояния. Обе фазы будем считать несжимаемыми. Это приемлемое приближение для водонефтяного потока и допустимое для газожидкостного расслоенного, так как в горизонтальной скважине градиент давления невысокий по сравнению с вертикальной (из-за практически отсутствующей гидростатической составляющей и невысоких скоростей потока).
Анализ на гиперболичность
Знание чувствительности объемной доли притока важно для количественной интерпретации, так как существующие приборы, могут измерять объемное содержание фаз. Используя измеренные объемные содержания фаз, используя математические модели потока можно оценить расходы каждой из фаз и, соответственно, построить фазовый профиль притока. Очевидно, что от чувствительности датчиков состава к объемной доли будет зависеть погрешность определения фазового профиля.
На расчетных кривых температуры (Рисунок 3.20) можно заметить важную отличительную особенность низко-дебитного потока в горизонтальной скважине: из-за малой площади межфазной поверхности, интенсивность теплообмена существенно меньше, чем при пузырьковом режиме. Поэтому температура нефти в данном примере слабо чувствует приток воды. Добавим в расчет зону притока нефти (рисунок 3.21). Из обеих зон поступает 150 м3/сут воды и нефти. При расчетах варьировалось соотношение в общем дебите притока воды и нефти.
На расчетных кривых объемной (рисунок 3.21) как и в предыдущем случае видно, что чувствительность объемной доли к притоку невысокая. Это говорит о том, что необходимо точное измерение объемной доли прибором, чтобы при интерпретации достоверно рассчитать расходы каждой из фаз.
Температуры фаз (рисунок 3.22) чувствительны только к притоку своей фазы, что дает возможность при качественной интерпретации определять состав притока, если есть возможность измерять температуры фаз по отдельности.
Расчеты с наличием зоны притока показывают, что из-за низкого межфазного теплообмена температуры фаз выравниваются достаточно медленно. В этом случае использование однофазного приближения при интерпретации будет приводить к существенным ошибкам. Датчик температуры в процессе движения прибора в скважине может переходить из Рисунок 3.21 – Объемная доля (задача 2) одной фазы в другую, соответствующее изменение температуры может быть при интерпретации ошибочно принято в качестве зоны притока.
Также расчеты показывают слабую чувствительность объемной доли к притоку, что осложняет количественный расчет расходов каждой из фаз 3.2.2 Влияние траектории скважины
Далее рассмотрим чувствительность объемной доли и температуры к траектории скважины с потоком воды и нефти. В этом случае зоны притока будут отсутствовать, дебиты фаз задаются на входной границе. Величины всех использованных параметров задачи приведены в приложении Г.
Первая задача имеет траекторию с положительным наклоном в середине (рисунки 3.23 и 3.24). Угол наклона задавался равным 0.5, 1.5 и 3, что типично для горизонтальных скважин. Расходы фаз – по 50 м3/сут.
Расчеты показывают, что появление участка ствола скважины с наклоном существенно меняет распределение объемной доли и температуры. Это можно объяснить тем, что в этом случае величина проекции силы тяжести на ось скважины является не нулевой и по значению выше, чем силы трения. В результате, гравитационная сила становится определяющей при формировании струкутры расслоенного потока. При изменении объемной доли также меняются условия межфазного теплообмена, что отражается на скорости выравнивания температур фаз.
Для второй задачи рассмотрим траекторию с «ямой» в середине (рисунки 3.25 и 3.26), глубина которой варьируется и составляет 1, 2 и 3 м. Расходы фазы такие же, как и для предыдущей задачи.
Данный расчет также подтверждает сильную зависимость объемной доли от траектории ствола скважины. Интенсивность межфазного теплообмена увеличивается как на спуске, так и на подъеме, так как для него важна только разница скоростей фаз.
Проведенные расчеты с различными симулированными траекториями ствола скважин показывают существенную зависимость параметров многофазного потока от угла наклона, что связано с превалирующим действием силы тяжести. Этот факт существенно усложняет интерпретацию, так как зависимость от траектории скважины мешает увидеть влияние зоны притока, выделение которых является основной задачей при интерпретации данных промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин.
Как было показано выше, на объемную долю, температуру и другие параметры расслоенного потока влияют и зоны притока, и траектория скважины. Первое создает полезную информацию, а второе изменение траектории ствола скважины усложняет решение задачи. Далее рассмотрим их совместное влияние на примере реальной траектории скважины (рисунки 3.27 и 3.28) при водонефтяном потоке. Все использованные значения параметров задачи приведены в приложении Г.
Для выделения изменения, связанного с притоком, были проведены два расчета: с наличием зон притока вдоль ствола скважины и при их отсутствии (поток только с забоя скважины). Как видно, влияние траектории скважины более существенное. С учетом погрешности измерения объемной доли при интерпретации выделить зоны притока и рассчитать их количественно достаточно проблематично. Следует отметить, что по температуре зоны поступления флюидов выделяются достаточно хорошо, если имеется разница температур между потоком в скважине и притоком. При этом появляется возможность идентифицировать состав притока. Рисунок 3.28 – Температуры фаз
Расчеты с зонами притока на реальной траектории скважины показали, что объемная доля более чувствительна к углу наклона скважины, чем к притоку. Данный вывод верен только для низких дебитов, с которыми были проведены расчеты. Следует отметить, что анализ распределения температуры в этом случает позволяет выделять границы зон притока и их состав.
Для более наглядного представления результатов двух предыдущих исследований расслоенного потока были проведены расчеты объемной доли при различных углах наклона и суммарных дебитах (рисунок 3.29), а также расчеты объемной доли в зависимости от обводненности при постоянном суммарном дебите для различных углов наклона (рисунок 3.30). Параметры расчетов приведены в приложении Г.
Температурное поле при наличии зон притока
Повышение достоверности интерпретации по выявлению интервалов и направлений перетока газа выше коллекторов подземных хранилищ газа возможно при сравнительном анализе кривых восстановления температуры по разрезу с данными математического моделирования распределения температуры и их сравнения с фоновыми распределениями температуры. Как правило, начальные фоновые температурные распределения (геотермическое распределение температуры) определяются перед пуском скважины в эксплуатацию, либо рассчитываются и реконструируются по результатам исследований наблюдательных и длительно простаивающих скважин.
Для определения скважин с заколонными перетоками, необходима комплексная интерпретация, которая предусматривает процедуру анализа установления природы температурных аномалий на кривых восстановления температуры выше резервуара хранилища, проведение математического моделирования с учетом особенностей конструкции, истории работы каждой конкретной скважины и сопоставление теоретических кривых с реальными термограммами.
Анализ восстановления температуры в скважинах ПХГ на данной глубине позволяет определять заколонные перетоки которые являются источниками техногенного нарушения. Как было выше отмечено, в основе данного подхода лежит различие во временах восстановления температуры в интервалах с заколонными перетоками газа и не нарушенными зонами. Расчетами было показано, что в принимающих и отдающих интервалах, восстановление температуры происходит гораздо медленнее.
Ниже приведены результаты численных расчетов изменения температуры в скважинах многоколонной конструкции, в которых учитывается наличие НКТ, цементного камня и литологии. При этом для каждого типа ПХГ изучается литологический разрез и геотермическое распределение температуры. В качестве исходных данных для расчета выбраны следующие значения: геотермические градиенты для соли 0.0068 оС/м, для гипса 0.027 оС/м, для глины 0.022 оС/м, для песчаника 0.013 оС/м, для известняка 0.019 оС/м.
Длительная закачка и отбор газа (как правило, периодические) приводит к возмущению температурного поля вокруг этой скважины и соседних скважин. Следующий пример по скважине №1 ПХГ иллюстрирует данное положение (рисунок 4.9).
На кривой термометрии в интервале 450-770 м отмечена положительная аномалия температуры с амплитудой 1.3 оС. Максимум термоаномалии приходится на глубину 650 м. По результатам замеров термометрией было установлено, что форма и интервал аномалии температуры не изменялись, а постепенно увеличилась амплитуда температуры от 1.3 оС до 2.7 оС. Эту аномалию можно интерпретировать как заколонный переток. Однако анализ депрессии и величины термоаномалии показал, что величина депрессии должна была быть равной 6.5 МПа. А при амплитуде термоаномалии 2.7 оС величина депрессии в случае заколонного перетока жидкости должна была бы быть равной 13.5 МПа, а это не соответствует условиям данного подземного хранилища газа. Можно предположить, что эта аномалия связана с тепловым влиянием соседней скважины. Скважина №1 наклонная, проходит между эксплуатационными скважинами №1 и №2 и в интервале 620-660м стволы скважин №1 и №2 находятся на расстоянии 10-12 м друг от друга.
Рисунок 4.9 – Динамика восстановления температуры при различном литологическом разрезе (разные теплофизические свойства горных пород)
Скважина №2 находится в эксплуатации более 20 лет. На протяжении этих лет вследствие кондуктивного переноса тепла по породам температурная аномалия достигла ствола скважины №1 в интервале их наибольшего сближения (620-660м). Математическое моделирование переноса тепла для данного конкретного случая показало, что аномалия температуры вызвано не заколонным перетоком а тепловым влиянием закачки газа в соседнюю скважину.
В работе [96] показано, что в длительно работающих скважинах, следовательно, с установившимся тепловым потоком выявление интервалов заколонных перетоков и определение направления перетока успешно решается методами термометрии. В настоящее время основным методом выявления заколонных перетоков в скважинах является термометрия.
На следующем примере (рисунок 4.10) приведены результаты расчета и сопоставление с промысловыми данными распределения температуры в различные моменты времени после остановки скважины №3 одного из ПХГ при выявлении заколонного перетока газа. Анализ восстановления температуры позволяет определять интервалы заколонного перетока газа.
Математическое моделирование процесса восстановления температуры в этой скважине показало, что имеются интервалы, с замедленным темпом восстановления температуры которые приурочены интервалам заколонных перетоков газа из резервуара хранилища в вышележащие коллекторы.
Таким образом, методика выявления заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах ПХГ предусматривает следующие мероприятия: 1. оценивается техническое состояние скважины; 2. уточняется конструкция скважины; 3. выявляются интервалы скоплений газа за эксплуатационной колонной по материалам предыдущих исследований; 4. подбирают соответствующие теплофизические характеристики пород в по литологическому разрезу пород; 5. строится или восстанавливается геотермическое распределение температуры; 6. строят расчетные кривые восстановления температуры и сравнивают их с полевыми данными термометрии, определяют участки кривых с запаздывающим темпом восстановления температуры и выявляют интервалы заколонного перетока.