Содержание к диссертации
Введение
Термогидродинамические исследования пластов и скважин 9
1 Термометрия скважин 9
2 Анализ современных средств измерения при термогидродинамических исследованиях скважин 15
3 Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами 23
4 Исследование термодинамических эффектов в скважинах 29
5 Особенности проявления термодинамических эффектов при исследовании скважин на стационарных и нестационарных режимах притока пластовых флюидов 35
Выводы но главе 1 42
Теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических полей в системе пласт-скважина 44
1 Моделирование температурного поля в скважине при нестационарном притоке жидкости из пласта 44
2 Моделирование термодинамических процессов в стволе скважины для различных способов и схем термогидродинамических исследован и й скважин 49
3 Результаты лабораторных исследований коэффициента адиабатического расширения 57
Выводы по главе 2 64
Разработка методики определения интервалов притока на основе термогидродинамических исследований скважин 65
Основные положения методики термогидродинамических исследований скважин 65
Определение работающих интервалов в горизонтальной скважине 74
Определение притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин 97
Исследование много пластовых эксплуатационных объектов 104
Выводы по главе 3 118
Заключение 119
Список литературы 121
Приложение 1 132
- Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами
- Особенности проявления термодинамических эффектов при исследовании скважин на стационарных и нестационарных режимах притока пластовых флюидов
- Моделирование термодинамических процессов в стволе скважины для различных способов и схем термогидродинамических исследован и й скважин
- Определение притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин
Введение к работе
Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся в стадии доразработкн, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов с целью поддержания текущих темпов добычи нефти. К наиболее широко применяемым методам повышения нефтеотдачи относится бурение скважин с боковыми горизонтальными стволами в качестве уплотняющего фонда в недренируемые участки пласта. На ряде вновь вводимых месторождений, имеющих трудно извлекаемые запасы и низкие фильтрационные характеристики, реализуются системы разработки с использованием горизонтальных скважин, являющиеся наиболее рентабельными в данных условиях.
На подобных эксплуатационных объектах особую важность приобретает комплекс мероприятий по контролю за разработкой месторождения, в соответствии с требованиями регламентов [46, 47, 48].
Приток пластовых флюидов к горизонтальному участку ствола скважины осуществляется по сложной траектории, которая зависит от геологических особенностей пласта в зоне проводки скважины, профиля скважины, расстояния до соседних добывающих и нагнетательных скважин и ряда технологических факторов. Необходимая и достаточная информация об этих зависимостях дает полное представление о процессе выработки запасов в зоне пласта, дренируемого горизонтальной скважиной и позволяет выбрать оптимальный способ, оборудование и режим эксплуатации, а также определение сроков и периодичности геолого-технических мероприятий.
Одной из важных задач, в рамках контроля за эксплуатацией горизонтальных скважин, является определение интервалов притока горизонтального участка.
Выделение работающих интервалов горизонтального участка традиционными геофизическими методами (дебитометрия и др.) невозможен, в следствии возникновения на некоторых участках горизонтального ствола скважины застойных зон или расслоенного многофазного потока, а также в связи с особенностями конструкции горизонтального участка (в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами). Опыт применения традиционной термометрии показал малую эффективность этого метода, что объясняется рядом причин:
- отсутствует надежный и рентабельный способ доставки приборов в горизонтальный участок скважины;
- традиционная технология основывается на вызове притока компрессорным методом, который создает лишь кратковременный нестационарный режим работы скважины, на протяжении которого проводится ограниченное количество замеров, что связанно еще и со значительными линейными размерами горизонтального участка (до 550 м);
- подавляющее большинство горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами имеют конструкцию горизонтального участка, при которой в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами.
Как показано выше, использование традиционных подходов малоэффективно, поэтому задача определения работающих интервалов горизонтального участка скважины является актуальной в рамках контроля эксплуатации горизонтальных скважин.
Получившие в последние годы широкое распространение термогидродинамические методы исследований вертикальных скважин невозможно напрямую перенести на горизонтальные скважины. В связи с этим, и с учетом проблем традиционной термометрии, необходимо разработать метод термогидродинамических исследований на основе использования новых диапюстических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся на забое скважин в моменты пуска, остановки и работы скважины.
К термодинамическим эффектам проявляющимся на забое скважин относятся эффект Джоуля-Томсона, эффект адиабатического расширения и сжатия, а также калориметрический эффект. Несмотря на то, что все эти эффекты хорошо изучены, до последнего времени при интерпретации промысловых термогидродинамических исследований их качественное и количественное влияние не учитывалось. Это связано с конструкцией глубинных приборов, их малой разрешающей способностью, непродолжительным временем исследования.
В последние годы, наблюдается интенсивное развитие микропроцессорной техники. В России разработаны и нашли практическое применение современные глубинные электронные комплексные приборы с высокой разрешающей способностью по давлению и температуре и возможностью проведения длительных (свыше 300 суток) исследований.
Актуальность научной задачи подтверждается тем, что ее решение осуществлялось в соответствии с решениями заседания центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (Протокол заседания ЦКР №2548 от 10.02.2000г.).
Целью диссертационной работы является повышение информативности исследования скважин автономными приборами, используя технологию интерпретации термогидродинамических исследований нефтяных скважин на основе дополнительных термодинамических диагностических признаков.
Для достижения этой цели потребовалось решить следующие задачи:
1. Провести анализ методов и способов обработки термогидродинамических исследований скважин с целью определения работающих интервалов.
2. Исследовать термодинамические эффекты для пластовых жидкостей в лабораторных условиях. Провести анализ термодинамических эффектов в пласте и скважине на основе математического моделирования при различных способах исследования.
3. Провести анализ известных автономных средств измерения, применяемых при проведении глубинных гидродинамических исследованиях скважин.
4. Разработать способ доставки автономных приборов в горизонтальный участок. 5. Провести промысловые эксперименты по определению работающих интервалов горизонтального участка скважины, а также качественной оценке притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин с использованием автономных приборов.
6. Разработать алгоритм интерпретации термогидродинамических исследований автономными приборами.
7. Внедрить в производство результаты данной работы, и разработанные на их основе технологии исследования и интерпретации термогидродинамических исследований скважин.
Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, заключения, списка литературы и приложений.
В первом разделе определены требования, предъявляемые к средствам измерения, технологии проведения и обработки результатов исследований работающих интервалов скважин термогидродинамическими методами. Исходя из поставленных требований, проведен обзор методов проведения и способов обработки результатов термогадродинамических исследований скважин, средств измерения применяемых при исследовании и технологии доставки приборов в горизонтальную часть ствола.
Анализ существующих технологий доставки приборов в горизонтальный участок ствола скважины показал несоответствие предъявляемым требованиям надежности и стабильности расположения приборов в стволе, и необходимость разработки новой технологии. Анализ средств измерения, применяемых при глубинных исследованиях, показал соответствие некоторых электронных комплексных приборов требованиям, предъявляемым к термогидродинамическим исследованиям.
На основе анализа обосновано направление повышения информативности термогидродинамических исследований скважин автономными приборами, с использованием дополнительных термодинамических диагностических признаков. Также рассмотрены термодинамические эффекты и особенности их проявления в стволе скважины.
Во втором разделе рассмотрены теоретические основы фильтрации жидкостей в пористых средах. Показана степень изученности взаимосвязи гидро- и термодинамических процессов. Использование этой взаимосвязи расширяет область применения термогидродннамических исследований для определения работающих интервалов ствола скважины.
Третий раздел содержит материалы по практической реализации методики определения интервалов притока термогидродинамическими методами исследования скважин. Сформулированы алгоритмы планирования, подготовки и проведения термогидродинамических исследований скважин, а также интерпретации результатов исследования. Впервые реализована технология исследования горизонтальных скважин «гирляндой» автономных приборов (Свидетельство на полезную модель №26326).
В заключении представлены основные выводы по работе.
По результатам исследований опубликовано 21 печатная работа, в том числе одно свидетельство на полезную модель.
На защиту выносятся следующие положения и выводы:
1. Устройство для термогидродинамических исследований горизонтальных скважин, позволяющее осуществлять замер давления и температуры одновременно в нескольких точках горизонтального участка.
2. Методика термогидродинамических исследований скважин, основанная на использовании «гирлянды» автономных приборов и периодического изменения давления в скважине, позволяет на основе анализа термодинамических эффектов в различных точках горизонтального участка однозначно определять работающие интервалы.
Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами
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 [84].
Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах - это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике и поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.
Еще одна особенность, которую необходимо 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 [13] Из изложенного видно многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для разработки методики решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях. При 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. В настоящее время имеется методическая база, позволяющая решать задачи, возникающие по всем трем направлениям [34].
Задачами диагностики являются: определение эксплуатационных характеристик продуктивного таста (определение интервалов притока и поглощения жидкости, мест притока нефти, воды и газа, определение продуктивности пласта и расхода жидкости, энергетических параметров пласта); контроль технического состояния скважины (определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины, выявление межпластовых заколонных перетоков в скважине, исследование интервалов перфорации обсадных колонн); контроль за работой насосного оборудования (определение статического и динамического уровней жидкостей и НВР в межтрубном пространстве, мест положения и режима работы глубинного насоса, герметичности НКТ и мест положения и работы манд релей) [46,47].
Исследования для диагностики обсаженных скважин производят на этапах заканчивания (перфорация и освоение), эксплуатации и ремонте скважин. Существующие отраслевые нормативные документы не отражают возможностей геофизических методов при решении задач диагностики горизонтальных скважин и требуют дополнений и переработки. При отсутствии отраслевых документов на местах создаются стандарты предприятий. Однако в них наблюдается стремление к формализации методики исследований, что часто приводит к затруднениям при интерпретации геофизических материалов, низкой достоверности выдаваемых заключений и необходимости в повторных (дополнительных) исследованиях скважин. Решение задач диагностики, по крайней мере на сегодняшний день, невозможно без творческого влияния на этот процесс руководителя исследовательской партии при исследованиях и интерпретатора - при обработке материалов.
Высокая информативность метода термометрии при исследовании горизонтальных скважин обусловлена высокой чувствительностью термометров к различного рода изменениям состояния скважины и пласта. Это является достоинством и недостатком метода, поскольку существенно затрудняет процесс интерпретации термограмм. Для обеспечения достоверности решения задач термометрией необходимо знание влияющих на температурное поле факторов, связанных с состоянием скважины и условиями измерений.
Особенности решения задач термометрией обусловлены: а) типом (категорией) скважин, которые необходимо исследовать для решения практических задач. Это простаивающие, действующие (добывающие с различным способом эксплуатации), осваиваемые после бурения и в капремонте; б) режимом работы скважины - установившийся, квазистационарный, неустановившийся, переходный. В соответствии с этим в скважине возникают аналогичные тепловые поля; в) условиями измерений -конструктивными (в свободной колонне, через межтрубное пространство, в интервалах перекрытых НКТ), гидродинамическими (при Рзаб Рнас, в обводненной скважине, в низко-дебитной скважине, при притоке из пласта более минерализованной воды чем вода в скважине, при изменении забойного давления в скважине, при различии Рпл в много пластовой скважине); г) временным фактором - характеризующим длительность работы скважины при исследованиях; д) средствами измерения - инерционностью термометра и конечной скоростью регистрации распределения температуры. Нсучет изложенных особенностей на практике приводит к тому, что не полностью используются потенциальные возможности метода при исследовании горизонтальных скважин, а достоверность получаемых результатов часто не удовлетворяет запросы заинтересованных заказчиков. Между тем существует реальная возможность обеспечения высокой достоверности результатов термометрии на базе дифференцированного подхода к методике исследований и интерпретации, основанного на учете особенностей метода при диагностике скважин в конкретных ситуациях.
Особенности проявления термодинамических эффектов при исследовании скважин на стационарных и нестационарных режимах притока пластовых флюидов
Для увеличения срока автономной работы приборов в скважине, необходимо чтобы батареи имели высокие температурные характеристики (не ниже 120 С) и большую энергетическую емкость.
Отечественной промышленностью освоен выпуск литиевых аккумуляторов и батарей «Блик-2» (г. Елец). В батареях «Блик-2» в качестве наполнителя (электролита) используется вещество, имеющее температуру кипения более 200 С. Однако производителем температурный диапазон ограничивается 95 С. Это связано с тем, что при высоких температурах (более 100 С) наблюдается высокий темп разрядки элементов и реально батареи можно использовать только при микротоковом потреблении.
Наиболее полно высокотемпературным требованиям соответствуют элементы питания немецкой фирмы «Sonnen Shain» (до 130 С) с энергетической емкостью более 2000 мА/ч. Использование данных элементов питания позволяет повысить надежность термогидродинамических исследований.
Существовавшая до настоящего времени традиционная технология исследования вертикальных скважин, при которой глубинный автономный прибор на скребковой проволоке спускают на глубину интервала перфорации, не применима к исследованиям горизонтальных скважин, так как по опыту известно, что иод действием собственного веса и веса проволоки глубинный прибор останавливается на участке ствола скважины с суммарным углом отклонения от вертикали 60. При осуществлении подобной технологии при исследованиях горизонтальных скважин существует вероятность того, что после остановки прибора барабан лебедки продолжает раскручиваться под весом скребковой проволоки и возникает ошибка в принятой глубине точки замера параметров.
С учетом новых требований разработан ряд отечественных и зарубежных технологий исследования горизонтальных скважин [35]. Отличительной особенностью этих технологий является способ доставки глубинного прибора в горизонтальный участок скважины: спуск на НКТ, спуск на гибких трубах из нержавеющей стали, технология (Coiledubing»[44] (гибкие пластиковые трубы), с использованием поршневого гидравлического локомотива, на жестком геофизическом кабеле, а также ряд однотипных технологий «Горизонталь-5», «Горизонталь-40П», «Горизонталь-Ш» [25]. Технология с использованием ПКТ обеспечивает оперативный и надежный спуск глубинных приборов, но требует сложного устьевого оборудования для герметизации, осложняет спускоподъемпые операции ПКТ и каротажного кабеля при работающей скважине, а также не позволяет искусственно возбуждать скважину. Технология «Coiledubing» является наиболее совершенной и в небольших объемах начинает применяться в России, однако из-за высокой стоимости она не находит широкого применения. Технология с использованием поршневого гидравлического локомотива обеспечивает оперативную и надежную доставку геофизического прибора в горизонтальный участок ствола скважины, однако, весьма трудоемка, так как требует спуска двух колонн ПКТ. Аналогичная технология использует не поршневой локомотив, а геофизический каротажный кабель диаметром 32 мм. Технология не требует спуска двух колонн ПКТ, однако, в настоящий момент отсутствует спускоподъемпая установка и устьевое оборудование, необходимые для реализации данной технологии. В России для исследования горизонтальных скважин при освоении и эксплуатации разработан ряд технологий: «Горизонталь-5», «Горизонталь-40П», «Горизонталь-Ш». Отличительная особенность данных технологий — инструмент, на котором прибор проталкивается в горизонтальный участок скважины. При реализации технологии «Горизонталь-5» используются существующие тины каротажных кабелей. В технологии «Горизонталь-Ш» в качестве толкателя использованы стандартные насосные штанги с байонетными замками. Технология «Горизонталь» предусматривает применение в качестве толкателя ПКТ малого диаметра. Данные технологии могут быть использованы для исследования горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола не более 100-150 м. Технология «Горизонталь-40П» отличается использованием толкателя выполненного из пластмассовых труб диаметром 40 мм с байонетными замками и продольным пазом для каротажного кабеля, на практике может применяться для исследования горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола не более 300м. Рассмотренные технологии имеют ряд общих недостатков: большие трудозатраты, значительный риск возникновения аварийных ситуаций, необходимость приобретения специального оборудования, низкая надежность оборудования, необходимость специального транспорта с грузоподъемным механизмом для перевозки оборудования. Одной из перспективных технологий исследования действующей горизонтальной скважины является технология с применением гибкой стальной трубы (рис. 1.3.1). 7 геофизическим кабелем внутри трубы. Исследования проводятся при подъеме в работающей скважине или в неработающей, после возбуждения. Для проведения гидродинамических исследований горизонтальных скважин, эксплуатирующихся насосным способом, реализована технология, при которой для замера температуры и давления иод насос на хвостовике НКТ помещают контейнер с автономным прибором (рис. 1.3.2).
Моделирование термодинамических процессов в стволе скважины для различных способов и схем термогидродинамических исследован и й скважин
Компрессорные скважины обычно характеризуются кратковременностью тепловых процессов, происходящих в ней, поэтому полученные результаты очень важны при изучении температурных полей для малых времен эксплуатации. Для длительное премя простаивающих скважин, после установления в них теплового равновесия, теоретическими исследованиями [26, 47, 66] показано, что при геотермических исследованиях влияние обсадной колонны и цементного кольца можно не учитывать.
Тешюобменные процессы осуществляются в скважине, как правило, при совместном участии теплопроводности и конвекции, и разграничивать отдельно долю влияния каждого фактора не всегда возможно. Конвекция значительно усиливает перенос тепла по сравнению с молекулярной теплопроводностью. Следует иметь ввиду, что конвективный перенос тепла происходит либо в условиях вынужденного, либо в условиях свободного перемещения среды. В первом случае перемещение среды производится в результате действия сил давления (напорное давление) и характеризуется критериями Рейнольдса и Прандтля [61]. Например, при компрессорном освоении или опробовании, а также после пуска скважины, наиболее интенсивным механизмом теплопередачи является вынужденная конвекция по стволу скважины, при которой перемещение жидкости происходит за счет работы сил (не связанных с процессом переноса тепла) или разности давления, обеспечиваемого компрессором или насосом. В условиях вынужденной конвекции роль силы тяжести ничтожно мала.
Свободное перемещение происходит в результате различия плотностей среды в различных местах пространства (естественная конвекция). Различие плотностей может быть вызвано разностью температур среды при постоянстве давления. Перемещение масс среды в условиях различия температур осуществляется подъемной силой, возникающей в поле тяготения при изменении плотности нагреваемой или охлаждаемой среды (архимедова сила). Так, в длительное время простаивающей скважине естественное тепловое поле с глубиной может искажаться конвективными токами. Причем величина температурных флуктуации может достигать до 50 % от величины измеряемого градиента [38]. Наибольшие нарушения стационарных полей за счет конвекции наблюдаются в скважинах, заполненных газом и воздухом. Конвекция стремится выровнять температуру вдоль ствола скважины, при этом искажения температуры пропорциональны величине геотермического градиента.
Интенсивность теплопереноса при свободном конвективном движении жидкости, как показано Г.Л. Остроумовым и Л. Хелсом [37, 67], зависит от градиента температуры и физических свойств жидкости, особенно се вязкости.
В компрессорной скважине, наряду с вынужденной конвекцией, на распределение температуры также может влиять неоднородность поля плотностей. Заметный вклад ее может проявляться в зумпфе скважины (дальней части горизонтального участка). При охлаждении зумпфа закачиваемыми водами или снижении температуры пласта по сравнению с температурой среды в скважине, в интервале ниже перфорированного пласта возможно возникновение термогравитационной конвекции.
В процессе строительства и эксплуатации скважины, в ее стволе могут производиться различные работы, связанные с технологическим воздействием, В работе [91] рассмотрены основные технологические нарушения в скважине, обусловливающие отклонение температурного поля от геотермического. К таким факторам можно отнести: - бурение скважины; -тепловыделения при цементировании затрубного пространства; - тепловыделения при перфорации скважины; - промывка скважины и работы, связанные с движением жидкости в скважине. Нарушение теплового поля Земли, вызванное бурением скважины может сохраняться до нескольких месяцев. Как показано в работах [23,58,59], наиболее сильно замедляет восстановление естественного теплового поля в скважине после бурения процесс проникновения бурового раствора в проницаемые породы, за счет чего время восстановления может возрастать в 3-4 раза. Часто перед термическими исследованиями осваиваемых скважин производят ее промывку, что приводит к некоторому снижению (относительно температуры окружающих пород) температуры в исследуемом интервале. Установление температуры в зумпфе - процесс очень медленный, вследствие кратковременности работы пласта. Однако следует учитывать тот факт, что влияние обсадной колонны, цементного кольца, а также физические свойства заполняющей скважину жидкости могут приводить к более значительному затягиванию температурной аномалии. В зависимости от времени начала исследований после промывки скважины, будет определяться вклад кондуктивного восстановления температуры на регистрируемые изменения температуры в скважине. Ориентировочно можно считать, что время расформирования температурного поля, обусловленного технологическим нарушением, превышает в 2-3 раза длительность воздействия технологического фактора на продуктивный пласт [40].
Для выделения изменений температуры, связанных с кондуктивным восстановлением после промывки очень важны сведения о сроках проведенных работ на скважине перед ее исследованием. В таких случаях необходимы измерения температуры во времени в простаивающей скважине. Значительное нарушение температурного поля не может быть связано с возможным движением жидкости за колонной, а обусловлено преобладающим влиянием последствий промывки скважины. После включения компрессора может происходить рост забойного давления, причем это изменение наблюдается в течение конечного времени. Наличие кондуктивного теплообмена в процессе проявления адиабатического сжатия (расширения) приводит к занижению конечного значения. В процессе компрессирования, изменение давления приводит к проявлению адиа-батического эффекта, который смещает температурную кривую в зумпфе влево (т.е. приводит к снижению температуры) и к некоторому замедлению процесса восстановления. В реальных условиях на температурные эффекты, связанные с адиабатическим сжатием или расширением жидкости в скважине, оказывает определенное влияние процесс кондуктивного теплообмена. Перфорация обсадной колонны также приводит к изменению температуры в интервале вскрытия с амплитудой аномалии до нескольких градусов.
Определение притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин
В настоящее время в промысловой практике приняты два основных способа исследования скважины: на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
При исследовании скважин на стационарных режимах все термогидродинамические процессы в стволе скважины являются установившимися или квазиустаповившимися. В этом случае, в интервале притока пластовых флюидов при постоянном забойном давлении наблюдается стабилизация забойной температуры, величина которой характеризуется дроссельным эффектом с наложением конвективного теплообмена, и зависит от состава притока.
При нестационарном режиме фильтрации, возникающем при пуске, остановке или смене режима работы скважины, на забое скважины наблюдается совокупность проявления адиабатического и барометрического эффектов, а также конвективного теплообмена.
Наиболее информативным для определения параметров пласта и скважины является метод исследования на нестационарных режимах фильтрации, отражающий динамику неустановившихся процессов перераспределения полей давления и температуры в призабойной зоне пласта, т.е. характеризующий скорость изменения давления и температуры, которая в свою очередь зависит от свойств горных пород вблизи забоя скважины.
В ІІИО промысловых исследований СургутНИПИнефть реализована технология исследования при освоении скважины после бурения и подземного ремонта с использованием ЭМПИ (эжекторного многофункционального пластонспытатсля). При исследовании скважин с использованием ЭМПИ на забое устанавливается пакер, что существенно сокращает время восстановления установившегося забойного рабочего и пластового статического давления, и в следствии «мгновенности» приводит к явному проявлению адиаба тического эффекта при иуске и остановке скважины. Однако, при этом не происходит установления температуры и в процессе исследования термограмма демонстрирует нестационарные процессы проявления термодинамических эффектов, характеризующих свойства горных пород, ствола скважины и работающие интервалы. При этом основными диагностическими признаками являются термодинамические эффекты, проявляющиеся на забое скважины (адиабатический и дроссельный), и соответствующие им коэффициенты. При интерпретации термогидродинамических исследований важно знать степень проявления каждого из рассмотренных эффектов. С этой целью смоделируем термодинамические процессы, протекающие на забое нефтяных скважин, с использованием реальных замеров давления и температуры. При моделировании использованы значения параметров пласта и насыщающих его флюидов приведенные в таблице 2.2.1.
Видно, что графики практически идентичны, а их расхождение на конечных участках восстановления давления связано с конвективным теплообменом. До начала отработки скважины на всех кривых отмечается рост температуры, что связано с нагревом охлажденного промывкой интервала горизонтального участка до начального пластового значения. В момент пуска скважины в работу наблюдается снижение температуры в следствии адиабатического расширения жидкости в подпакерном пространстве, а затем рост температуры с темпом аналогичным темпу температуры до начала отработки - стремление температуры в стволе скважины к пластовому значению. После «мгновенной» остановки скважины наблюдается рост с температуры в следствии адиабатического сжатия жидкости в подпакерном пространстве.
Проведено моделирование изменения температуры в случае наличия притока в интервале установки прибора. Результаты моделирования и промысловые замеры температуры по приборам 5 и 6 представлены на рис.2.2.3.
