«Разработка алгоритма и программы автоматизированного определения интервала заколонного перетока в зумпфе нагнетательных скважин»

Исходя из поставленной цели, были определены следующие задачи:

1. Обзор теории формирования теплового поля в зумпфе нагнетательных скважин, ознакомление с методикой определения ЗКЦ в данных скважинах.

2. Ознакомление с практическими примерами определения ЗКЦ в зумпфе нагнетательных скважин.

3. Разработка алгоритма и программы.

4. Опробование практического материала в разработанной программе и анализ полученных данных.

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура - это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина- пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды "жизни" скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, при освоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором.

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 [1].

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

2. ФОРМИРОВАНИЕ ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ В ЗУМПФЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины, работающей в течение длительного времени, формируется при суперпозиции геотермического распределения и распределения температуры, обусловленного теплоотдачей в подстилающие пласт породы. В этой главе рассмотрено влияние теплоотдачи пласта, а также влияние дроссельного разогрева в пласте и сезонных изменений температуры закачиваемой воды на распределение температуры в зумпфе.

2.1 Теплоотдача в подстилающие пласт породы

Для изучения характера распределения температуры в пласте и окружающих его породах при закачке в пласт воды через нагнетательную скважину с конечной величиной приемистости проведены как теоретические, так и экспериментальные работы [3,4,8,11,12]. Теоретические расчеты выполнены с целью определения элементов термозаводнения в удаленных от нагнетательной скважины зонах пласта и пород. Во всех этих работах общими являются следующие допущения: коэффициент межфазного теплообмена равен бесконечности, движение закачиваемой воды не вызывает изменение фазового состояния флюида в пласте, пласт однородный, конечной мощности. Различие заключается в способе описания условий распространения тепла в пласте и теплообмена на границе пласт-порода. Соответственно последнему имеется несколько математических постановок ("схем") задачи для описания распределения температуры в пласте и окружающих его породах. Здесь рассмотрим одну из них - "схему Ловерье", так как решение, полученное по этой "схеме", легко можно анализировать применительно к зумпфу нагнетательных скважин.

В расчетах по "схеме Ловерье" лежат кроме упомянутых здесь следующие допущения.

1. Пласт конечной мощности вскрыт скважиной бесконечно малого радиуса.

2. Теплофизические свойства вмещающих пород и пласта анизотропны, а именно, вмещающие породы имеют конечную величину теплопроводности в вертикальном направлении и равную нулю в горизонтальном направлении, теплопроводность пласта в горизонтальном направлении равна нулю и бесконечности в вертикальном направлении. Последнее означает, что температура по мощности пласта постоянна.

В этом случае условие сопряжения теплового потока на границе и подстилающих его пород должно выражать баланс теплового потока самого пласта.

При этих предположениях распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины описывается уравнениями [14]

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

Здесь индекс "0" относится к пласту.

Введем безразмерные переменные

(2.5)

В обозначениях (2.5) задача (2.1)-( 2.4) примет вид

(2.6)

(2.7)

(2.8)

Решение задачи (2.6)-(2.8) известно

(2.9)

Расчеты, проведенные по зависимости (2.9), показывают, что после прохождения фронта закачиваемой воды распределение температуры в подстилающих пласт породах практически не зависит от приемистости пласта. Это и понятно, так как горизонтальной составляющей теплопроводности пласта можно пренебречь в сравнении с конвективной составляющей.

На оси скважины (r =  = 0) из (2.9) имеем

(2.10)

то есть, получаем то же распределение, как и в случае постоянной температуры на границе пород.

Результаты расчета, проведенные по зависимости (2.10) представлены на рис.2.1. Из приведенных графиков следует, что процесс установления температуры в зумпфе очень медленный.

Так при работе нагнетательной скважины в течение одного года аномалия относительной температуры [T(0,z,t) -T0 -Гz] / [T1 -T0 -Гz], равная 0.12, отметится в глинах (а2=3.3*10-7 м2/c) на расстоянии z = 6.7м от подошвы принимающего пласта, а при закачке в течение 8 лет это расстояние составит всего 19м. При увеличении коэффициента температуропроводности пород увеличивается зона теплового влияния пласта. Например, при закачке воды в скважину в течение двух лет относительная температура, равная 0.12, будет находиться на расстоянии 9.6 м от подошвы принимающего пласта в случае, когда подстилающими пласт породами являются глины и соответственно 18м для аргилитов (a2=10.8*10-7 м2/c).

Рис.2.1 Распространение тепловой аномалии в подстилающие пласты породы. Шифр кривых – время закачки, в годах.

Рис.2.2 Сопоставление термограммы, зарегистрированнойпри закачке, с расчетными. Шифр кривых: 1и 3–расчетные при а2=12,8*10-7м2/с и а2=10,0*10-7 м2 /с соответственно, 2 – измеренное в скважине.

На рис.2.2 приведено сопоставление результатов термических исследований в нагнетательной скважине №402 Усинской площади (Коми АССР) с теоретическими.

Неоднородные пласты песчаников перфорированы в интервале глубин: 2943.8-2959.8м 2964.2-2968.6м. По данным промыслово-геофизических исследований (расходометрия, термометрия) нижняя граница поглощения закачиваемой воды пластом находится на глубине 2957.2м.Следовательно нижний пласт (2964.2-2968.6м) и часть верхнего пласта (2957.2-2968.6м) не принимают закачиваемую воду.

Для построения расчетной зависимости распределения температуры в зумпфе скважины по формуле (2.10) принято: геотермическая температура в плоскости z=0 (соответствует глубине 2957.2м) равна T0=65.1oC; геотермический градиент Г=0.025 oC/м; время t =20.5 месяцев (соответствует времени работы нагнетательной скважины). Коэффициент температуропроводности пород варьировался.

Как следует из рис.2.2 теоретическая кривая распределения температуры хорошо согласуется с замеренной в скважине.

Относительная величина погрешности =[TЭ (z,t) - TT (z,t)] / [TЭ (z,t) - T0 - Гz] * 100, рассчитанная для случая, когда подстилающий пласт породой является нефтенасыщенный песчанник (a2=12.8*10-7 м2/c),не превышает 5% (здесь TЭ (z,t) и TT (z,t) - экспериментальная и расчетная температура в скважине ниже границы приема пласта).

2.2 Теория температурных полей с учетом радиальной теплопроводности пород

Как показывает практика, зависимость (2.10) хорошо описывает распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины при закачке воды, температура которой значительно ниже естественной температуры пласта, т.е. при T0=T1 -T0 <-(2530) oC.

Если разница этих температур составляет несколько единиц градуса Цельсия, то расхождение между замеренным и расчетным распределениями температуры значительно. Причем, в случае закачки воды с температурой выше геотермической расчетное распределение температуры отличается от замеренного не только количественно, но и качественно. Это отличие объясняется тем, что зависимость (2.10) не учитывает разогрев пласта при дросселировании закачиваемой воды в прискважинной зоне.

При реальной величине репрессии на пласт P=1015 МПа температура закачиваемой воды, а соответственно и пласта на расстоянии от скважины, равном воронке репрессии, повышается относительно температуры, замеренной в скважине, на величину ТДР =P = (2  3) oC. Для таких величин репрессии при T0 <-(25 30) oC имеем TДР /Т0 /<0.12. В этом случае влиянием дроссельного разогрева пласта можно пренебречь по сравнению с T0. Поэтому температуру пласта можно считать постоянной и пользоваться для расчетов зависимостью (2.10.). Такая ситуация характерна для глубоких нагнетательных скважин. Для нефтяных месторождений Урало-Поволжья температура закачиваемой воды близка к геотермической, причем T0  (3  5) oC, а соотношение TДР /Т0>0.4. В этом случае относительный вклад разогрева пласта при дросселировании закачиваемой воды велик и пренебрегать им нельзя.

2.2.1 Нестационарное распределение температуры

С целью изучения влияния дроссельного эффекта в пласте на распределение температуры в зумпфе нагнетательной скважины рассмотрим задачу, упрощенная математическая постановка которой имеет вид [16]

(2.11)

(2.12)

(2.13)

где f(r) складывается из температуры закачиваемой воды (Т1) и дроссельного эффекта (ТДР) вблизи призабойной зоны

где  -репрессия на пласт.

Таким образом, мы выделили постоянное слагаемое -T1+P и слагаемое, зависимое от радиуса

Решение задачи (2.11)-( 2.13) ищем в виде

(2.14)

Где U(z,t) -распределение температуры в подстилающих пласт породах, когда на границе поддерживается постоянная температура, не зависящая от радиуса; W(r,z,t) -распределение температуры, обусловленное теплоотдачей разогретого пласта при дросселировании по нему закачиваемой жидкости.

3.3 Алгоритм работы программы

При контроле разработки месторождений углеводородов оперируют с большим объемом геолого-геофизической и промысловой информации. При этом отдельные виды деятельности могут быть реализованы с использованием ЭВМ. Методики обработки зависят от типа отложений, свойств пластового флюида, назначения скважины, особенностей конструкции скважины, подземного оборудования, обводнения скважины и других факторов [3].

Приведенный ниже алгоритм был реализован в программе пользователя системы ПРАЙМ. Данный модуль предназначен для реализации собственных алгоритмов обработки пользователем непрограммистом.

Первым шагом работы программы является определение наличия перетока в данной скважине, так как при отсутствии ЗКЦ дальнейшая работа программы не носит практической пользы. На участке 1,5÷2м ниже перфорированного интервала невозможно определить наличие перетока по замерам термометром при закачке и изливе. Поэтому программа считывает значения ΔT = Tизлив – Tзакачка на глубине на 2 метра ниже подошвы перфорации, но построения кривой не происходит. При отсутствии ЗКЦ мы выходим из программы, в противном случае работа программы продолжается.

Вторым шагом работы программы является сглаживание промежуточных кривых Tизлив и Tзакачка . Это необходимо для получения в дальнейшем сглаженной кривой ΔT, для более точного определения глубины перетока.

Третьим шагом программы является нахождение и построение разностной кривой ΔT = Tизлив – Tзакачка с добавлением ее на планшет.

Четвёртым шагом работы программы является анализ кривой ΔT и выдача вычисленного результата.

3.4 Экспериментальные результаты

В данном разделе дипломной работы представлены результаты, полученные в процессе работы программы. По результатам расчета программы построены разностные термограммы, зарегистрированные при закачке и изливе в зумпфе при заколонной циркуляции закачиваемой воды вниз от перфорированных интервалов, а также сами интервалы перетока.

В скважине №1 Северо – Губкинского месторождения (рис.3.5) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2506 – 2510м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, что является признаком ЗКЦ. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2510-2516.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2510-2516.9м, отмечено красным примитивом.

Рис.3.5 Нагнетательная скважина №1 Северо-Губкинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №2 Кочевского месторождения (рис.3.6) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2924 – 2938м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2938-2940.4м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2938-2941,5м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.6 Нагнетательная скважина №01586 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №3 Кочевского месторождения (рис.3.7) интервал перфорации находится на глубине 2746.8 – 2752.4м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) .Интерпретатор дал заключение о том, что отмечается внутрипластовый заколонный переток в интервале 2752.4-2755.6м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2752.4-2757.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.7 Нагнетательная скважина №3 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №4 Северо-Губкинского месторождения (рис.3.8) интервал перфорации находится на глубине 2490–2494м. По результатам расчета программы заколонного перетока нет. Зумпф маленький, составляет 6 м. Термограммы искажены, скорее всего, из-за присутствия осадка.

Рис.3.8 Нагнетательная скважина №4 Северо-Губкинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная

В скважине №5 Кочевского месторождения (рис.3.9) интервал перфорации находится на глубине 2948 – 2954м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) .Интерпретатор отметил переток в интервале 2954-2956.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечается в интервале 2954-2958.1м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.9 Нагнетательная скважина №5 Кочевского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе 6 – TM разностная.

В скважине №6 Тевлино-Русскинского месторождения (рис.3.10) зарегистрированы термограммы при различных режимах работы скважины. Интервал перфорации находится на глубине 2808 – 2818м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2818-2828м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы построена разностная кривая, заколонная циркуляция отмечена в интервале 2818-2830.1м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.10 Нагнетательная скважина №6 Тевлино.-Русскинского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM при изливе . 5 - TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №7 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.11) интервал перфорации находится на глубине 3465 – 3485м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, а также прием закачиваемой воды в подошвенной части интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3485-3500м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3485-3498.5м, обозначена красным примитив

Рис.3.11 Нагнетательная скважина №7 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 - TM фоновый . 5 – TM при изливе. 6 – TM разностная.

В скважине №8 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.12) интервал перфорации находится на глубине 3392 – 3405.5м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.2) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3405.5-3411.2м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3405.5-3411.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.12 Нагнетательная скважина №8 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM при изливе . 3 – TM разностная.

В скважине №9 Восточно-Перевального месторождения (рис.3.13) интервал перфорации находится на глубине 3059 – 3064м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации, а также прием закачиваемой воды в подошвенной части интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 3064-3092.8м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 3064-3495.8м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.13 Нагнетательная скважина №9 Восточно-Перевального месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 – TM при изливе. 5 – TM фоновый. 6 – TM разностная.

В скважине №10 Ватьеганского месторождения (рис.3.14) интервал перфорации находится на глубине 2328 – 2339м. Четко отмечается расхождение термограмм при закачке (кр.1) и изливе (кр.4) ниже интервала перфорации. Интерпретатор дал заключение о том, что заколонный переток вниз отмечается в интервале 2339-2358.5м, отмечено черным примитивом. По результатам расчета программы заколонная циркуляция отмечена в интервале 2339-2359.3м, обозначена красным примитивом.

Рис.3.14 Нагнетательная скважина №10 Ватьеганского месторождения.

Замеры: 1- TM при закачке. 2- TM сразу после остановки. 3- TM ч/p 50 мин после остановки. 4 – TM при изливе. 5 –TM разностная.

Проанализировав результаты работы программы, можно сделать вывод о работоспособности алгоритма и программы на его основе. Если обратить внимание на полученные экспериментальные результаты, то можно говорить о том, что данные ручной и машинной обработки практически совпадают между собой. Различие результатов можно считать вполне допустимыми.