Для чего проводят измерение температуры по стволу скважины

Температурные исследования в скважинах

Температурные измерения в скважинах чаще всего проводят с целью определения геотермического градиента района. Зная величину последнего, можно установить естественную температуру пород для любой заданной глубины, что часто бывает необходимо при решении практических задач, в частности при определении минерализации подземных вод по данным метода сопротивлений. По измерениям температур в условиях неустановившегося теплового режима, нарушенного промывкой скважины, можно изучать тепловые свойства пород (термокаротаж) и на основании этого делать заключение о характере геологического разреза. При помощи температурных наблюдений можно также фиксировать участки скважины, где в затрубном пространстве происходит циркуляция воды.

Измерения температур в скважине осуществляются электрическим термометром сопротивлений с использованием для записи диаграмм обычной каротажной аппаратуры. При его помощи исследования могут проводиться в необсаженных и в обсаженных скважинах, но при обязательном заполнении их раствором.

Определение геотермического градиента возможно только при установившемся тепловом режиме. Геотермический градиент района устанавливается по наклону термограмм. Его величина при прочих равных условиях зависит от литологического характера пород. Чем ниже теплопроводность пород, тем больше для них геотермический градиент. Максимальным геотермическим градиентом характеризуются глинистые породы. При переходе к пескам, песчаникам или известнякам его величина соответственно уменьшается. Самые низкие геотермические градиенты наблюдаются в гидрохимических осадках: ангидритах, гипсах, каменной соли.

Определение затрубного движения воды рекомендуется проводить после промывки скважины, чтобы перед началом замера создать по ее стволу однородные температурные условия. При наличии затрубной циркуляции на термограммах, снятых через некоторый промежуток времени после промывки, на общем фоне постепенно увеличивающихся температур будут наблюдаться аномальные участки с относительно постоянной температурой.

Источник

Применение термометрии скважин для решения геологических и технических задач

Измерение естественных тепловых полей даже в неглубоких скважинах позволяет сделать определенные выводы о глубинном геологическом строении.

Так, например, в силу того, что тепловое сопротивление у каменной соли меньше, чем у терригенных осадочных пород, плотность теплового потока над соляными куполами выше, чем за их пределами, поэтому и температура в скважинах над центром купола увеличивается с глубиной более резко, чем на его периферии (см. рис. 15.10, а).

Аналогичная картина наблюдается над сводовыми частями антиклинальных складок (рис. 15.10, б).

Рис. 15.10. Плотность теплового потока над соляным куполом (а) и над антиклинальной складкой (б)

Отсюда следует, что структуры, залегающие на большой глубине, могут быть обнаружены по температурным измерениям в неглубоких скважинах.

Однако широкого применения для поисков геологических структур терометрия не нашла из-за очень сильного влияния на тепловое поле подземного водообмена. Так, например, из-за этой причины геотермический градиент на северном крыле Новогрозненской антиклинали составляет 0,133° с/м, а на южном — только 0,097° с/м.

Исследование локальных тепловых полей на нефтегазовых месторождениях позволяет обнаружить места выделения газа из пластов в скважину. Вследствие расширения газа при его выделении из пласта происходит поглощение тепла и понижение температуры бурового раствора. Это так называемый «дроссельный эффект» (рис. 15.11). При этом понижение температуры может достигать 10 °С.

Величина температурной аномалии зависит от перепада давления Δр между скважиной и пластом

, (15.11)

где — коэффициент Джоуля-Томпсона. Для расширяющегося газа этот коэффициент положителен, для жидкости — отрицателен.

Благодаря этому места нарушения целостности обсадных колонн выделяются положительными температурными аномалиями при компрессировании (откачке с помощью эрлифта, приводимого в действие компрессором) скважин (рис. 15.12). По мере увеличения времени между откачкой и замером температуры аномалия уменьшается за счет охлаждения жидкости в скважине, и температурная кривая приближается к геотермограмме.

Рис. 15.11. Определение места притока газа в скважину

Рис. 15.12. Выявление нарушения целостности обсадной колонны по данным термометрии при компрессировании скважины. 0 — «фоновая» кривая; 1 — через 5 мин. после начала откачки; 2 — через 30 мин. после прекращения откачки

Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление, а в необсаженных скважинах — определить местоположение притоков подземных вод.

При установившемся режиме движущиеся в затрубном пространстве снизу вверх более высокотемпературные воды нагревают участок обсадной колонны вдоль своего движения, и на термограмме этот участок выделяется ступенькой, резким уменьшением температуры напротив кровли поглощающего горизонта (рис. 15.13, а); при затрубной циркуляции сверху вниз, наоборот, происходит охлаждение соответствующего участка обсадной колонны и отмечается резкое увеличение температуры на подошве поглощающего горизонта, как показано на рис. 15.13, б.

Рис. 15.13. Выявление затрубных флюидов в скважине по данным термометрии в установившемся режиме: а — переток снизу вверх; б — переток сверху вниз

При определении мест притока подземных вод в скважину сначала жидкость в скважине перемешивают до усреднения ее температуры от устья до забоя и снимают контрольную термограмму 0. Затем часть жидкости из скважины откачивают (или оттартывают), понижая в ней давление и возбуждая приток подземных вод. Поскольку температура притекающей воды заведомо отличается от температуры перемешанного бурового раствора, то место притока отчетливо фиксируется на термограмме 1, снятой после откачки. Откачки повторяют, каждый раз сопровождая их температурными измерениями (кривые 2, 3, 4), пока пластовые воды не дойдут до устья скважины (рис. 15.14, а).

Вместо откачки можно использовать многократные доливы в скважину воды, отличающейся по температуре от бурового раствора, например, подогретой. После каждого долива снимают термограммы скважины, на которых прослеживается опускание контакта долитой теплой воды и холодного бурового раствора. В силу несжимаемости жидкости этот контакт перестает опускаться ниже подошвы водоносного горизонта -вся доливаемая вода уходит в водоносный пласт (рис. 15.14, а).

Рис. 15.14. Определение места притока подземных вод в скважину методом «оттартывания» (а) и методом «продавливания» (б)

Искусственные тепловые поля, возникающие при схватывании цементного камня, позволяют определить высоту подъема цемента в затрубном пространстве при цементировании обсадных колонн в скважинах. Эта операция условно называется «отбивкой цементного кольца» (ОЦК). Измерения проводят в первые сутки после заливки цемента. На термограмме та часть скважины, где за стенкой обсадной колонны залит цемент, выделяется положительной температурной аномалией от одного до нескольких градусов (рис. 15.5). Изрезанность кривой связана с изменениями диаметра скважины.

Искусственные тепловые поля, связанные с действием бурового раствора, открывают возможность для решения задачи дифференциации разреза скважины по тепловым свойствам. Для решения этой задачи раствор в скважине перемешивают и снимают контрольную термограмму 0. Затем выдерживают скважину несколько суток и повторяют температурные измерения.

Поскольку после перемешивания раствора его температура в верхней части скважины становится выше, чем температура окружающих горных пород, он начинает остывать, отдавая свое тепло горным породам. В нижней части скважины процесс идет в обратном направлении — раствор нагревается за счет теплообмена с горными породами. Теплообмен происходит интенсивнее на тех участках скважины, где тепловое сопротивление пород меньше. По этой причине на повторных термограммах 1, 2 все пласты с пониженным тепловым сопротивлением будут выделяться как участки более быстрого приближения кривой к уровню геотермограммы (пунктирная кривая на рис. 15.16). Все термограммы, снятые с разными экспозициями, пересекаются в одной точке, называемой точкой равновесия. Здесь температура перемешанного раствора равна температуре стенок скважины, и теплообмен между ними отсутствует.

Рис. 15.15. «Отбивка» цементного кольца по данным термометрии (по Э.Т. Конноли)

Рис. 15.16. Применение термометрии для скважинной выделения в разрезе скважины пластов, отличающихся по тепловому сопротивлению: 0 — геотермограмма; 1 -термограмма после перемешивания; 2, 3 -термограммы, зарегистрированные через 2 и 5 суток после перемешивания раствора.

Контрольные вопросы

1. Перечислите причины, вызывающие аномалии тепловых полей в
скважинах.

2. Напишите дифференциальное уравнение теплопроводности.

3. Что такое коэффициент температуропроводности?

4. От чего зависит удельное тепловое сопротивление горных пород?

5. Чему равна температура «нейтрального» слоя?

6. От каких факторов зависит глубина до «нейтрального» слоя?

7. Можно ли определить положение контактов различных пород по
геотермограмме?

8. Чем занимается геотермия?

9. Напишите формулу закона Ома в дифференциальной форме для
теплового поля.

10. Чем отличается скважинный электротермометр от электронного?

11. Как проводятся измерения температуры в скважинах: при подъеме
или при спуске скважинного прибора? Почему?

12. Перечислите, какие технические и геологические задачи могут
быть решены с помощью скважинной термометрии.

Магнитный каротаж

Магнитный каротаж или, точнее, каротаж магнитной восприимчивости (КМВ) заключается в измерении магнитной восприимчивости (к) горных пород и руд, слагающих стенки скважины. КМВ — это основной метод исследования скважин на месторождениях магнитных железных руд, он применяется также на месторождениях бокситов, полиметаллов и марганцевых руд.

Физические основы метода

Датчиком магнитной восприимчивости в скважинной аппаратуре служит катушка индуктивности, намотанная на ферритовом стержне длиной 10-12 см (рис. 16.1). Индуктивное сопротивление катушки зависит от электромагнитных свойств среды, в которой она находится. Для измерения изменений индуктивного сопротивления катушки ее включают в мост переменного тока (мост Максвелла), как это сделано в аппаратуре КМВ-1 и КМВ-2, или в схему LC-генератора, выходная частота которого зависит от индуктивности датчика, т.е. от к окружающей среды (аппаратура ТСМК-40, ТСМК-30 и др.).

Рис. 16.1. Конструкция датчика аппаратуры КМВ

Источник

Измерение температуры жидкости в скважине: задачи и особенности

Физические свойства нефти (плотность, вязкость, количество газа и парафина, растворенных в нефти, и фазовые состояния нефти) в значительной степени зависят от ее температуры. Технология процесса добычи нефти, промыслового сбора и пер­вичной подготовки ее на промыслах, транспорт нефти и нефтепро­дуктов в значительной степени зависят от температурных факто­ров, при которых протекают эти процессы. Поскольку физические свойства нефти зависят от температуры, при взятии глубинной пробы для изучения ее при помощи спе­циальной исследовательской аппаратуры в пластовых условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора. Контроль температуры на забое скважин необходим и при обра­ботке призабойной зоны различными способами (солянокислотная, термокислотная и искусственный разогрев пласта) для увеличения добычи нефти. Температура пласта в некоторой степени характе­ризует состояние его и требует систематического контроля. Для определения по­правки при измерении давления глубинными манометрами не­обходимо также измерять температуру в скважине. Парафин из парафинистых нефтей выделяется при определен­ной температуре. Измеряя температуру по стволу нефтяной сква­жины, можно определить глубину, на которой она соответствует критической температуре выпадения парафина, и на основании результатов измерений — глубину спуска депарафинизационных средств. Температуру необходимо измерять в трубопроводах с теплоно­сителем, в водонасосных, нефтенасосных и компрессорных стан­циях для контроля состояния подшипников. Измерения температуры в резервуарах с нефтью и нефтепро­дуктами являются необходимым элементом количественного учета. Глубинные термометры предназначены для измерения темпера-туры в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных, глубиннонасосных и пьезометрических скважинах. Температура на забое зависит от глубины скважины и различна для разных географических районов. Для разных районов и различных технологи­ческих целей необходимы глубинные термометры с верхним пре­делом измерения 60, 100, 150, 200 и 250° С. Глубинные термометры можно разделить на две группы: с местной регистрацией и дистанционные. Существующие глубинные термометры с местной регистрацией по принципу действия можно разделить на термометры расшире­ния — биметаллические и манометрические. Дистанционные глубинные термометры представляют собой электрические термометры с металлическим или с полупроводни­ковым (термисторным) чувствительным элементом. Наибольшее распространение в нефтяной и газовой промыш­ленности получили глубинные термометры биметаллические и элек­трического сопротивления.

Глубинный биметаллический термометр (ТГБ)

Применение термобиметаллической пружины в глубинных тер­мометрах обусловлено следующими преимуществами этих чувст­вительных элементов. Используя термобиметаллическую пружину, можно при малом диаметре прибора получить большой угол рас­кручивания для заданного интервала температур. Это позволяет создавать сравнительно несложную конструкцию прибора без передаточных механизмов в регистрирующих устройствах. Тер­мобиметаллическая пружина обладает значительным перестано­вочным моментом, чем достигается надежная регистрация темпе­ратуры и достаточная точность измерения. Линейная зависимость угла раскручивания пружины от температуры лежит в пределах до 150° С. Термобиметалл имеет высокий коэффициент чувствительности. Принцип действия: при повышении температуры окружающей среды чувствительный элемент (термо­биметаллическая пружина) раскручивается. При одном и том же изменении температуры угол раскручи­вания зависит от химического состава и толщины пластин, из которых изготовлена пружина. Свободный конец пружины жестко соединен с осью, которая при раскручивании термобиметаллической пружины вращается. При вращении оси укреплен­ное на ней корундовое перо чертит на диаграммном блан­ке, изготовленном из алю­миниевой фольги, линию, ордината которой пропор­циональна измеряемой тем­пературе. Бланк вставлен в каретку, перемещающуюся поступательно от часового механизма. Так на диаграмм­ном бланке фиксируется изменение температуры во времени. | Основные части прибора: 4 – термобиметаллическая пружина, 5 – корпус, 7 – ось, 11- каретка, 13 – держатель пера, , 15 – ходовой винт, 21 — часовой механизм .Прибор имеет следующую техническую характеристику: пре­делы измерения +20—4-150° С, погрешность ±1° С, чувствитель­ность 0,5° С, масштаб записи 2,3° С в 1 мм. Прибор может не­прерывно измерять и регистрировать в течение 4 ч. Масштаб за­писи времени 10 мин в 1 мм. Допустимая скорость спуска прибора при градиенте 0,1° С на 1 м 1000 м/ч. Прибор рассчитан на предель­ное давление окружающей среды до 39,2 МПа (400 кгс/см2). Диаметр прибора 35 мм, длина 1 м. Прибор опускают в сква­жину на стальной проволоке при помощи стандартного оборудо­вания для глубинных измерений.

Дата добавления: 2018-05-12 ; просмотров: 393 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ В СКВАЖИНАХ

Для измерения температуры в действующих и остановленных фонтанных, газлифтных, глубиннонасосных и пьезометрических сква­жинах применяют термометры.

Температура на забое зависит от глубины скважины и различна для различных географических районов. На нефтяных промыслах Татарии, Башкирии и Куйбышева температура на глубине 1900— 2000 м не превышает 40 °С. В отдельных районах Азербайджана, Грозного и Краснодара на глубине 3000—4000 м она составляет 150—170 °С, а в некоторых местах и 200 °С. Таким образом, для различных районов и различных технологических целей необходи­мы скважинные термометры с верхним пределом измерения 60; 100; 150; 200 и 250 °С.

По принципу действия термометры разделены на две группы: с местной регистрацией и дистанционные. С местной регистрацией выпускают манометрические и биметаллические термометры, а дис­танционные (электрические термометры сопротивления)— с метал­лическим или полупроводниковым резистором.

Манометрический термометр состоит из термобаллона, мано­метрической пружины, часового механизма с регистрирующим устройством и узла подвески.

Скважинный манометрический термометр (рис. 6.5) состоит из манометрического конденсационного термометра с использованием в качестве термобаллона змеевика 2 и преобразователя—геликсной пружины 4, соединенных каналом в переводнике 3. Свободный конец геликсной пружины запаян и соединен с осью, проходящей через переводник 5. На оси закреплено устройство 6 с пером 7, записы­вающее линию, длина которой пропорциональна углу раскручивания (а следовательно, и измеренной температуре), на диаграммном блан­ке, закрепленном в барабане 8. Барабан с помощью ходового винта 9, получающего вращение от часового механизма 11 через редуктор 10, перемещается поступательно. Таким образом, на диаграммном бланке получается запись изменения температуры во времени. Тем­пературу по записи на диаграммном бланке определяют измерением ординаты интересующей точки с использованием поверочной табли­цы, приведенной в паспорте прибора. Характеристика прибора, так же как и глубинного геликсного манометра, нелинейна, поэтому при определении значения температуры приходится пользоваться интер­поляционной формулой. Конструкции механизмов регистрации манометрических термометров и манометров МГН-2 унифицированы. Прибор опускают в скважину на проволоке, которая крепится в го­ловке 1.

Термометр имеет пределы измерения 60; 100; 140; 180; 220 и 250 °С. Основная приведенная погрешность измерения ±1 %, инер­ционность 5 мин, рабочее давление до 100 МПа, диаметр прибора 32 мм, длина 1200 мм.

ВНИИКАнефтегазом разработан манометрический термометр компенсационного типа с силовой компенсацией. Применение прин­ципа силовой компенсации обеспечило повышение точности и сниже­ние тепловой инерции прибора.

Прибор имеет пределы измерения 20—100°С. Основная погреш­ность 0,3—0,5 % от предела измерения. Диаметр 36 мм, длина 2200 мм.

Скважинный биметаллический термометр (рис. 6.6) состоит из термочувствительного элемента с пером, угла каретки, уплотнительной муфты, часового механизма и узла подвески. Термобиметалличе­ская пластина 12, свернутая в цилиндрическую спираль, одним кон­цом крепится к корпусу 13. Свободный конец ее втулкой 10 скреп­лен с осью 5, на которой закреплен держатель с пером 4. В корпусе прибора сделаны прорези 11 для того, чтобы окружающая измеряе­мая среда имела непосредственный контакт с термочувствительным элементом. Ось уплотнена в корпусе сальниковыми устройствами 7 и 8. На оси 5 закреплена упорная втулка 9, препятствующая вдав­ливанию оси внешним давлением в герметичную камеру механизма регистрации. При изменении температуры термобиметаллическая пластина 12 раскручивается и поворачивает ось 5 на угол, пропор­циональный измеряемому параметру. Закрепленное на оси корун­довое перо чертит на диаграммном бланке, изготовленном из алю­миниевой фольги, линию, ордината точек которой пропорциональна измеряемой температуре. Бланк вставлен в каретку 6, перемещае­мую поступательно ходовым винтом 3, вращение которому от часо­вого механизма 1 передается через зубчатую муфту 2. Таким обра­зом, на диаграммном бланке получается запись изменения температуры во времени.

Скважинные биметаллические термометры рассчитаны на преде­лы измерения 20—150°С, погрешность их составляет ±1°С, чувствительность 0,5 °С, масштаб записи температуры 2,3 °С в 1 мм, времени—10 мин в 1 мм, предельное давление окружающей среды до 40 МПа. Наружный диаметр 35 мм, длина 1000 мм.

Дистанционные термометры представляют собой электрические термометры сопротивления, опускаемые в скважину на трехжильном каротажном кабеле. Применяют их при геофизических исследова­ниях. Измерительная схема такого прибора состоит из моста со­противлений, все плечи которого смонтированы в глубинном снаряде. Дистанционный термометр ТЭГ показан на рис. 6.7. Температуру определяют по изменению частоты RC-генератора, имеющего в цепи RC два термочув­ствительных резистора Rt и две термостатированные емкости С. В термометре ТЭГ-36 резисторы выполнены из медного провода, вследствие чего характеристика их близка к линейной. Изменение температуры окру­жающей среды приводит к изменению сопро­тивлений резисторов, вследствие чего изменя­ется частота колебаний тока генератора. Пе­ременный ток с выхода генератора 1 по трех­жильному кабелю поступает на вход частото­мера 2, находящегося на поверхности. Вы­ходное напряжение частотомера пропорцио­нально частоте поступающего на его вход переменного тока, а следовательно, и значе­нию измеряемой температуры. Напряжение на выходе частотомера измеряется либо вольтметром 3, либо регистрирующим прибо­ром каротажной станции. Пределы измерения температур устанавливаются потенциометром 4. Питание глубинного снаряда осуществля­ется от стабилизированного источника с на­пряжением 250 В через балластное сопротив­ление Rб.

Для калибровки ТЭГ-36 дополнительно снабжен поверхностным калибратором, пред­ставляющим собой RС-генератор с двумя фиксированными периода­ми автоколебании, соответствующими температурам 20 и 100°С. Этот термометр изготавливают с пределом измерения температуры 150°С. Тепловая инерция составляет 2 с, диаметр прибора 360 мм, длина 2000 мм.

Контрольные вопросы

1. Назовите методы измерения температуры.

2. Объясните принцип действия и устройство манометрического термометра.

3. Какие вы знаете манометрические термометры? Дайте их сравнительную характеристику.

4. Расскажите о принципе действия электрических термометров сопротивления и укажите их достоинства и недостатки.

5. Как устроен электрический термометр сопротивления, какие для него применяют материалы?

6. Какие приборы применяют в качестве вторичных в измерительной системе электрического термометра сопротивления?

7. Какие вы знаете типы термометров для измерения средней температуры продукта в резервуаре? Как они устроены?

8. Расскажите о принципе действия и устройстве скважинного манометриче­ского термометра.

9. Объясните принцип действия и устройство биметаллического скважинного термометра.

10. Расскажите принцип действия глубинного дистанционного термометра.

Глава 7

Последнее изменение этой страницы: 2016-08-28; просмотров: 3709

Источник

Для чего проводят измерение температуры по стволу скважины

Температурные измерения в скважине.

Проводятся с целью:

1) изучения распределения температуры в геологическом разрезе, вскрытом скважиной, и определения геотермического градиента.

В условиях установившегося теплового режима (скважина в длительном простое) на термограммах переломы температурной кривой связаны с горными породами разной удельной теплопроводности. Угол наклона температурной кривой к вертикали соответствует определенному литологическому типу горной породы.

При неустановившемся тепловом режиме после прекращения циркуляции изучается скорость восприятия промывочной жидкостью температуры пластов, которая также зависит от удельной теплопроводности горных пород, пройденных скважиной. Осуществление термометрии скважины для этих целей связано с длительной остановкой скважины, и в этом основная причина редкого применения метода на практике.

2) определения температуры по стволу бурящейся скважины.

Данные используются при интерпретации каротажных материалов и для оценки условий работы бурового инструмента и геофизических приборов.

3) определения высоты подъема цемента в затрубном пространстве (см. методы контроля качества цементирования скважины);

4) исследования технического состояния скважины.

По выявленным в скважине локальным температурным аномалиям определяют места притока пластового флюида в скважину, зоны потери циркуляции, интервалы затрубного движения жидкости и т. д.

Применяются максимальный ртутный термометр и резисторные термометры, обеспечивающие непрерывную запись кривой температуры.

Источник

Температурные исследования в скважинах

Температурные измерения в скважинах чаще всего проводят с целью определения геотермического градиента района. Зная величину последнего, можно установить естественную температуру пород для любой заданной глубины, что часто бывает необходимо при решении практических задач, в частности при определении минерализации подземных вод по данным метода сопротивлений. По измерениям температур в условиях неустановившегося теплового режима, нарушенного промывкой скважины, можно изучать тепловые свойства пород (термокаротаж) и на основании этого делать заключение о характере геологического разреза. При помощи температурных наблюдений можно также фиксировать участки скважины, где в затрубном пространстве происходит циркуляция воды.

Измерения температур в скважине осуществляются электрическим термометром сопротивлений с использованием для записи диаграмм обычной каротажной аппаратуры. При его помощи исследования могут проводиться в необсаженных и в обсаженных скважинах, но при обязательном заполнении их раствором.

Определение геотермического градиента возможно только при установившемся тепловом режиме. Геотермический градиент района устанавливается по наклону термограмм. Его величина при прочих равных условиях зависит от литологического характера пород. Чем ниже теплопроводность пород, тем больше для них геотермический градиент. Максимальным геотермическим градиентом характеризуются глинистые породы. При переходе к пескам, песчаникам или известнякам его величина соответственно уменьшается. Самые низкие геотермические градиенты наблюдаются в гидрохимических осадках: ангидритах, гипсах, каменной соли.

Определение затрубного движения воды рекомендуется проводить после промывки скважины, чтобы перед началом замера создать по ее стволу однородные температурные условия. При наличии затрубной циркуляции на термограммах, снятых через некоторый промежуток времени после промывки, на общем фоне постепенно увеличивающихся температур будут наблюдаться аномальные участки с относительно постоянной температурой.

Источник

Термометрия скважин

Определение затрубного движения воды и местоположения отдающих (поглощающих) пластов термометром. Погрешности при определении мест притоков воды. Термометры для измерения температуры в скважинах. Определение температуры пород и геотермического градиента.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 01.12.2014

Промысловые геофизические исследования нефтяных и газовых скважин включают комплекс работ, проводимых для изучения геологического разреза, определения местоположения нефтяных и газовых пластов, контроля технического состояния скважин, а также прострелочно-взрывные работы.

В каждой бурящейся скважине производят тщательное исследование вскрываемого ею разреза, определение последовательности и глубины Залегания пластов, их литологических свойств, нефтегазоносности и водоносности. Эти данные необходимы для выявления нефтяных и газовых Ластов, строения месторождения, оценки степени нефтегазонасыщения и коллекторских свойств пластов, рациональной разработки, подсчет запасов и т. д.

Такое изучение разреза возможно путем отбора керна, однако это приводит к ограничению проходки и замедлению бурения. Кроме того, керн не всегда удается извлечь из нужного интервала, а при его исследовании не всегда могут быть получены исчерпывающие данные. В то же время некоторые физико-механические свойства пород (электропроводность, Электрохимическая активность радиоактивность температуропроводность, твердость, упругость и др.) можно изучать Ее посредственно в скважине при проведении соответствующих физических исследований разреза и тем самым определять характер проходимых пород без отбора керна или с незначительным отбором его. Эти физические исследования, заменяющие частично или полностью отбор керна, названы каротажем результаты их изображаются в виде диаграмм изменения физических свойств пород вдоль скважины — каротажных диаграмм.

В зависимости от изучаемых физических свойств горных пород известию следующие виды каротажа: электрический, радиоактивный, термический! (термокаротаж), магнитный, сейсмический (акустический каротаж), газовый и др.

Электрический каротаж заключается в измерении кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала естественного (самопроизвольно возникающего) электрического поля (ПС) вдоль ствола* нообсаженной скважины.

В современном виде электрический каротаж подразделяется на ряд1 модификаций:

а) стандартный электрический каротаж — измерение кажущихся удельных сопротивлений пород КС и естественных потенциалов ПС вдоль стволаскважины при помощи стандартного трехэлектродного каротажного зонда;

б) боковое каротажное зондирование (БКЗ) — многократное измерение кажущихся сопротивлений зондами разной длины, этим достигается возможность определения истинного удельного сопротивления пласта и выявления проникновения глинистого раствора (его фильтрата) в пласт;

в) каротаж микрозондами — измерение кажущихся сопротивлений зондами малой длины. При работе электроды микрозонда, расположенные на изолированном башмаке, прижимаются пружинами к стенке скважины и полученные измерения относятся к части пластов, непосредственно прилегающих к стенке скважины;

г) боковой каротаж — измерение сопротивлений специальными семиэлектродными или трехэлектродными зондами, дающими по сравнению с обычным электрическим каротажем более точное представление об удельном сопротивлении пород;

д) индукционный каротаж — измерение кажущихся сопротивлений при помощи индуцированных токов. Индукционный каротаж не требует прямого контакта электродов с буровым раствором или породой и применяется для исследования скважин, заполненных обычным буровым раствором, а также непроводящим раствором, приготовленным на неводной основе, либо в сухих скважинах;

Радиоактивный каротаж основан на изучении естественных и искусственно вызванных радиоактивных свойств горных пород й особенностей распространения в породах нейтронного и -излучений. В настоящее время радиоактивный каротаж широко применяется в двух модификациях: гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК). При гамма-каротаже измеряют относительное изменение естественной радиоактивности пород, пересеченных скважиной, а при нейтронном гаммакаротаже — интенсивность у-излучения, возбуждаемого действием потока нейтронов на породу.

В отличие от электрических методов радиоактивный каротаж позволяет «исследовать, разрезы скважин, обсаженных колонной.

Наряду с основными модификациями: радиоактивного каротажа (гамма- каротажем и нейтронным гамма-каротажем) находят применение радиоактивный каротаж по рассеянному `у-излучению (гамма-гамма-каротаж), явейтронный гамма-каротаж, основанный на распределении тепловых и над- тепловых нейтронов, метод наведенной активности, дающий возможность определять химический состав элементов, входящих в состав пород, и другие.

Электрический и радиоактивный методы исследования скважин являются в настоящее время основными и наиболее важными видами изучения разрезов.

Термокаротаж подразделяется на три вида: термокаротаж по температуропроводности пород, основанный на изучении геологического разреза скважины по скорости распространения температуры в породе; термокаротаж по тепловому сопротивлению пород, позволяющий судить о характере пород путем изучения изменения температуры с глубиной; термокаротаж по методу эффекта охлаждения.

Cейсмокаротаж или акустический каротаж основан на измерении скоростей распространения уцругих волн в породах, пересекаемых скважиной. При этом методе регистрируют изменение продолжительности проходки пород с глубиной.

Газовый каротаж основан на определении в процессе бурения Скважин содержания углеводородных газов в глинистом растворе и шламе.

Параллельно с развитием геофизических методов исследований разрезов скважин развивались и геофизические методы контроля технического состояния их. Без этих методов в настоящее время немыслимы технология бурения и эксплуатация скважин.

К геофизическим методам контроля технического состояния скважин относятся температурные измерения для определения высоты подъема цемента за колонной после ее цементажа; определения притоков воды в скважину резистивиметром путем измерений удельного сопротивления жидкости вдоль ствола скважины; определения сообщения пластов в затрубном пространстве мест притоков воды в скважину, высоты подъема цемента применением радиоактивных изотопов; инклинометрические измерения, определяющие угол и азимут отклонения скважины от вертикали; измерения диаметра скважин каверномером.

Для определения угла и направления падения пластов, вскрываемых скважиной, разработан пластовый наклономер.

В цикл промысловых геофизических работ включают также отбор керна боковым грунтоносом и перфорацию колонны при вскрытии пластов. Связь этих работ с промыслово-геофизическими исследованиями вызвана общностью оборудования, применяемого при проведении каротажа,, перфорации и отбора грунтов.

Термометрия является одним из основных методов исследований скважин при оценке эксплуатационных характеристик пласта. Термометрия применяется: для выделения работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявления заколонных перетоков снизу и сверху; выявления внутриколонных перетоков между пластами.

Температурные измерения в скважинах производятся для изучения распределения температур в Земле (определения естественной температуры пластов), при отыскании мест притока воды в скважину, затрубного движения жидкости и при определении высоты подъема цемента, а также при термокаротаже скважин.

Глава 1. Термометры для измерения температуры в скважинах

1.1 Ртутные термометры

Температуру в скважинах измеряют максимальными ртутными термометрами или электрическими термометрами сопротивлений.

Ртутные термометры проградуированы по 100-градусной шкале и позволяют отсчитывать температуру с точностью до 0,1° С. Ртутные термометры опускают в скважину на стальном тросе. Термометры заключены в герметические гильзы, предохраняющие их от раздавливания. Время остановки термометров для восприятия температуры скважины составляет приблизительно 30 мин. Для ускорения замера одновременно опускают два-три термометра, установленные один от другого на расстоянии 25—30 м. Ртутные термометры позволяют производить точечные измерения. В настоящее время ртутные термометры применяют только в тех случаях, когда требуется замерить точное значение температуры в скважине. Во всех других случаях температуру в скважине определяют при помощи электрических термометров сопротивлений.

1.2 Электрический термометр сопротивлений для работы с трехжильным кабелем

В электрическом термометре сопротивлении использовано свойство металлического проводника менять сопротивление с изменением температуры.

На рис. 1 изображена схема измерения температуры в скважине термометром сопротивлений для работы с трехжильным кабелем. Термометр состоит из четырех сопротивлений, составляющих мостик Уитстона. Два противоположных плеча мостика R1 и R3 сделаны из медных проводников, сопротивление которых сильно меняется от температуры; изменение температуры на 1° вызывает увеличение сопротивления приблизительно на 0,45%. Плечи R2 и R4 сделаны из высокоомной проволоки, сопротивление которой мало меняется от изменения температуры; температурный коэффициент высокоомной проволоки (сплав манганина или константана) а = 0,00001- 0,00005.

Через жилу кабеля А пропускают электрический ток, который, разветвляясь в мостике, проходит по проводникам, попадает через точку В на корпус прибора и через землю возвращается обратно к источнику.

Точки М и N мостика при помощи двух жил кабеля соединены с измерительным прибором, находящимся на поверхности.

Сопротивления проводников мостика подобраны так, что при некоторой температуре t°0 разность потенциалов ?U между М и N равна нулю, так как при этом все плечи мостика имеют одинаковое сопротивление R0, выполняются условия:

R1 = R3 = R0, R1R3 = R2R4 (1.1)

При иной температуре t° вследствие изменения сопротивления медных проводников R1 и R3 равновесие мостика нарушается, и между точками М и N появляется разность потенциалов. При температуре t° сопротивление каждого из чувствительных плеч R1 и R3 будет

Ra = R0 [1+ б(t0- t0°)] (1.2)

Так как суммарное сопротивление R1 иR2 равно сопротивлениям R3 и R4, то ток в точке А делится на равные части; следовательно, при положении компенсации сила i/2. Отсюда потенциалы точек М и N будут

где UА — потенциал точки А; б

Измеряемая разность потенциалов пропорциональна силе тока i и разности температур t0- t0° и равна

Введя постоянный коэффициент Са = 2/ бRo , можно вычислить температуру по формуле

где tQ° — начальная температура, при которой разность потенциалов равна нулю, в °С;

Сб — постоянная прибора в град/ом;

?U — разность потенциалов в мв;

i — сила тока в ма.

Величины t°o и Са являются постоянными прибора; их указывают в паспорте прибора после его градуировки.

Изменение разности потенциалов ?U регистрируется на каротажной ленте. Получаемая диаграмма является температурной кривой, записанной в заранее выбранных горизонтальном и вертикальном масштабах. Термометр воспринимает температуру среды, в которую он помещен не мгновенно, а в течение некоторого времени, т. е. обладает определенной тепловой инерцией.

Рисунок 1. Схема измерения температуры в скважине термометром сопротивления при помощи трехжильного кабеля: R1, R3 — сопротивления с большим температурным коэффициентом; R2, R4- сопротивления с малым температурным коэффициентом: б- контакт на корпус; К- кабель; П- прибор для записи температурной кривой; КП-компенсатор поляризации; Б- батарея; Rp- реостат; Rб- балластное сопротивление

Мерой тепловой инерции является постоянная времени. Постоянная времени термометра равна времени, в течение которого термометр воспринимает около 2/3 разности температуры среды и начальной температуры термометра; чем меньше постоянная времени, с тем- большей скоростью можно производить измерения.

Одним из недостатков электрических термометров старых конструкций типа ЭС-СБ является их большая тепловая инерция. Это вызывало необходимость медленного передвижения термометра вдоль скважины при замерах температуры. Допустимая скорость измерения температуры в скважине- при определении этими термометрами высоты подъема цемента за колонной 600 м/час, притоков вод за трубами и термокаротаже — 250 м!час.

В последние годы на техническое оснащение промыслово-геофизических партий поступили малоинерционные электротермометры. Постоянная времени этих термометров. 0,5—1 сек. Это дает возможность измерять температуру в скважинах при определении естественной температуры (термокаротаж) и притоков вод со скоростью 1500 м/час, а для определения высоты подъема цемента за колонной 2500 м/час.

Малоинерционный термометр ЭТМИ-55, выпускаемый промыслово-геофизической конторой треста, представляет собой мостик Уитстона, помещенный в глубинный прибор. Три плеча мостика постоянные (манганиновые, по 220 ом), а четвертое (чувствительное) плечо выполнено из медного провода марки ПЭЛ диаметром 0,03 ммг помещенного в тонкостенную медную трубку малого диаметра; сопротивление чувствительного плеча равно 220 ом при t° = 20°. Термометр позволяет производить измерения в скважинах с температурой до 160° С.

1.3 Электрические термометры сопротивлений на одножильном кабеле

Наряду с электрическими термометрами, работающими на трехжильном кабеле, широко применяются в промысловой геофизике электрические термометры, работающие на одножильном кабеле, в станциях ОКС-52 и ОКС-56.

Термометр сопротивлений НИИ ГР (ЭСО). Схема измерений термометром на одножильном кабеле показана на рис. 1.2. Чувствительное плеча мостика Ra смонтировано в скважинной части прибора. Чем выше сопротивление чувствительного плеча, тем меньше влияние помех от ПС и изменения сопротивления кабеля и его брони.

При высоком сопротивлении плеча мостика в глубинном приборе сильно увеличивается влияние утечек. С учетом этих противоречивых требований сопротивление чувствительного плеча выбрано равным около 2000 ом при температуре 20° С.

Рисунок 1.2. Схема измерений термометром с одножильным кабелем: РП- канал регистрирующего прибора; Rб- чувствительный элемент термометра, 2000 ом при 200; R1, R2, R3, r1-r8 — сопротивления; П1- П4 — переключатели; ЦЖК- жила кабеля; ОК- броня кабеля, мА- миллиамперметр

Питание мостика осуществляется постоянным током напряжением в 270 в и силе тока равной 40—80 ма.

Три плеча мостика (R1, R2, R3) представлены постоянными сопротивлениями. Сопротивления r1—r4 включены в плечо с чувствительным элементом и служат для установления равновесия (приведение к сопротивлению соответствующего ему плеча R2) при помощи переключателей П1—П4.

При изменении позиций переключателей П1 — П4 на одно положение вводится сопротивление, соответствующее 0,1; 1; 5 и 20° (для чувствительного элемента с сопротивлением 2000 ом при 20° одному градусу соответствует 8 ом).

Масштаб регистрации регулируется потенциометром r7, подающим на вход измерительного канала соответствующую часть напряжения с измерительной диагонали мостика. Реостат r5 служит для компенсации разницы в сопротивлениях различных кабелей, с которыми осуществляется работа термометра. При помощи этого реостата сопротивление доводится до 100 ом.

В процессе компенсации переключатель П5 устанавливают в позицию, когда из плеча выключаются сопротивления r1—r4 и вводится сопротивление r6, дополняющее сопротивление реостата r5 и жилы кабеля до обычного значения сопротивления данного плеча (3120 сш). (Характеристика мостика не является строго линейной, но на результаты измерений нелинейность практически не сказывается.)

Oдножильный термометр ЭСО-2 позволяет измерять температуру в диапазоне от 10 до 120° с погрешностью ±0,5°. Постоянная времени этого электротермометра 2,5—3 сек. Допустимая наибольшая скорость перемещения электротермометра при определении высоты подъема цемента, измерении температуры скважины 1500 м/час; при установлении затрубного движения притока воды, измерении естественной температуры 500 м /час.

При работе с электрическими термометрами масштаб температурной кривой обычно выбирают равным 0,5 или 1° на 1 см. Глубину замера температуры находят так же, как и при электрическом каротаже.

Температуру замеряют во время спуска прибора в скважину и этим исключают ошибку, связанную с перемешиванием раствора.

При измерениях температуры возможны погрешности, вызванные следующими причинами.

1. Непостоянством силы тока питания во время измерения (изменение силы тока на 0,5% при t° — t°0 = 20° вызывает погрешность до 0,1°).

2. Нарушением изоляции электрических цепей как в самом приборе, так и в схеме (сопротивление изоляции цепей при работе с термометром должно быть не менее 2 мгом).

3. Восприятием температуры окружающей среды не мгновенно, а в течение некоторого времени, что ограничивает скорость перемещения термометра по скважине. (Считают, что допустимая погрешность регистрации термограмм не должна превышать 0,1°, а при особо точных измерениях — 0,05°.) Зная постоянную времени термометра ?t и q — величину изменения температуры на единицу длины скважины (в скважинах с установившимся режимом — геотермический градиент) в град 1м, можно рассчитать допустимую скорость перемещения термометра по формуле

где ?t0— погрешность в определении температуры термометром;

гер — тепловая инерция термометра, его постоянная времени в сек.

4. Нагревом термометра током, проходящим по чувствительному плечу термометра (температура самого термометра может превысить температуру окружающей среды).

Общая погрешность в определении температуры электрическим термометром оценивается в ±0,8°. В эту погрешность входят ошибка в градуировке (±0,1°) и погрешности, связанные с переносами кривой.

Глава 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПРИТОКА ВОДЫ В СКВАЖИНУ И ЗАТРУБНОГО ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ ТЕРМОМЕТРОМ

Необходимость определения места притока воды из пласта в скважину может возникнуть при испытании колонны на герметичность после цементажа и во время эксплуатации скважины.

В последнем случае определение места притока воды в скважину особенно важно для решения вопроса о ремонте или ликвидации скважины.

В обсаженных скважинах вода, прежде чем поступать в скважину, может передвигаться от очага обводнения по затрубному пространству, и место притока воды может не совпадать с очагом обводнения. В этом случае для успешной борьбы с водой требуется установить место притока воды и интервал за трубами, где происходит движение воды.

Место притока и затрубного движения воды определяют резистивиметром и электротермометром.

При законтурном или внутриконтурном заводнении бурят нагнетательные скважины, через которые закачивают воду в пласт. Для этого необходимо отыскать местоположения поглощающих пластов. При снижении давления в скважине поглощающий пласт становится отдающим и задача в этом случае является аналогичной задаче определения места притока воды при ремонтных работах.

В общем случае вода из пласта, прежде чем попасть в скважину, проходит по затрубному пространству — имеется затрубное движение жидкости.

В связи с этим нахождение местоположения отдающего или поглощающего пласта одновременно связано также с определением затрубного движения жидкости.

В настоящее время для установления места притока воды и отдающих (поглощающих) пластов затрубного движения служат геофизические методы, основанные на применении резистивиметра, термометра и радиоактивных изотопов (метод меченых атомов).

2.1 Определение затрубного движения воды и местоположения отдающих (поглощающих) пластов термометром

В ряде случаев место притока воды в скважину и пласт, обводняющий скважину, находятся на разных глубинах. Вода, прежде чем попасть в скважину, движется в затрубном пространстве и через повреждение в колонне попадает в скважину. В таких случаях очаги обводнения можно установить путем определения затрубного движения воды. Затрубное движение жидкости необходимо выяснять во всех тех случаях, когда возникают предположения о возможной циркуляции воды за обсадными трубами и обводнении в результате этого продуктивного пласта.

Затрубное движение жидкости определяют при помощи температурных замеров по следующей методике. Скважину промывают обычно водой с меньшей температурой, чем температура окружающих пород (создается неустановившийся тепловой режим), и проводят контрольный замер вдоль ствола скважины. Если затрубное движение происходит только в момент притока, то вызывают приток оттартыванием. По истечении некоторого времени (несколько часов) неоднократно замеряют температуру.

На температурных кривых отмечается увеличение температуры в связи с общим прогревом скважины и появлением участка с относительно постоянной температурой, которым отмечается интервал затрубного движения (рис. 2.1., а).

В некоторых случаях успешные результаты могут быть получены и при наличии в скважине установившегося теплового режима. Температурные замеры при этом производят в скважине без подготовки или (при необходимости вызова притока) после понижения уровня.

На интервалах отсутствия затрубного движения кривая, приближаясь к естественной, показывает непрерывный рост температуры с глубиной. На участках же, против которых наблюдается движение воды, температура будет оставаться достаточно постоянной и соответствовать температуре циркулирующей воды. Наличие участков с постоянной температурой (прямых или выполаживающихся по вертикали линий) и дает указание о затрубном движении (рис. 2.1, б).

В скважине, переливающей водой, можно при помощи термометра определить место притока и участок затрубного движения воды. Для этого измерение должно быть выполнено дважды: при переливании скважины водой и после прекращения его. В некоторых случаях затрубное движение жидкости может происходить без выхода в скважину.

Такие случаи отмечаются прямолинейными участками на температурной кривой при проведении замера в скважине с установившимся тепловым режимом или в скважине, подготовленной к замеру промывкой.

В районах с малой геотермической ступенью результаты определения затрубного движения жидкости получаются более четкими, тогда как в районах с большой геотермической ступенью для проведения этих работ необходимо весьма тщательно подготавливать скважины.

Рисунок 2.1. Определение затрубного движения жидкости: А- метод оттартывания при подготовке скважины промывкой: колонна 7”- 1960 м, дыры- 1948- 1951 м, искусственный забой- 1954 м. 1- контрольный замер температуры, уровень у устья; 2- замер при уровне 100м; 3- замер при уровне 400 м. Заключение: затрубное движение на интервале 1902-1950 м, б- метод оттартывания при установившемся тепловом режиме. 1- контрольный замер температуры, уровень у устья; 2- замер при уровне 386 м; ПК- подкирманская свита; КС- кирмакинская свита. Заключение: затрубое движение на интервале 1914-2000 м

Затрубное движение жидкости отмечается термометром с большой точностью, если длина интервала циркуляции, по крайней мере, не менее 20 м.

Для получения более полных сведений о характере притока желательно производить замеры как резистивиметром, так и термометром. На рис. 2.2 приведен пример определения места притока и затрубного движения жидкости в скважине при помощи резистивиметра и термометра.

Совпадение мест притока воды, установленных резистивиметром и термометром при отсутствии характерных температурных аномалий, указывает на отсутствие затрубного движения жидкости. На температурной кривой в скважине в ряде случаев отмечаются аномалийные участки (максимумы или минимумы), связанные с различной теплопроводностью горных пород. Поэтому при истолковании температурной кривой необходимо одновременно сопоставить ее с геологокаротажным разрезом.

Результаты замеров резистивиметром или термометром по определению места притока воды и затрубной циркуляции оформляют в виде сводной диаграммы, таблицы и объяснительной записки.

На сводной диаграмме вычерчивают полученные кривые или наиболее характерные из них. Для каждого замера следует указать порядковый номер замера, время начала и конца замера, при спуске или подъеме проводили замер, уровень жидкости в начале и конце замера, характер подготовительной операции (оттартывание, продавливание), количество отобранной (закачанной) жидкости, технические сведения (сила тока, масштабы). Иногда на сводной диаграмме вычерчивают диаграмму электрического каротажа и геологический разрез.

В объяснительной записке излагают историю скважины и ее состояние перед подготовкой к замерам, конструкцию скважины и проведенные в ней работы.

В заключительной части записки должны быть указаны результаты замеров и выводы, касающиеся притоков воды и затрубного движения жидкости.

Рисунок 2.2. Пример определения места притока и затрубного движения жидкости: Забой — 1170 м, диаметр колонны- 8”, башмак колонны- 1159 м, скважина подготовлена промывкой. Резистивиметровые кривые: 1Р- уровень 490 м, 2Р- уровень 530 м, 3Р- уровень 678 м. температурные кривые: 1Т- уровень 152 м (контрольная); 2Т- уровень 490 м, 3Т- уровень 678 м. Между замерами уровень в скважине понижали оттартыванием. Заключение. Место притока 1159-1170 м, затрубное движение в интервале 1145-1159м.

2.2 Работа термометра способом оттартывания или продавливания

Работы термометром проводятся способом оттартывания или продавливания. Работа способом оттартывания при устанавливающемся тепловом режиме проводят следующим образом.

Скважину заполняют водой, температура которой отличается (обычно бывает ниже) от температуры пород на глубинах, где можно предполагать место притока. После этого производится контрольное измерение термометром. По контрольной температурной кривой устанавливают приблизительное постоянство температуры вдоль скважины; при этом обычно температура несколько возрастает от устья к забою. Затем посредством оттартывания снижают температурную кривую.

Вследствие того, что во время оттартывания температура жидкости в скважине приближается к температуре окружающих скважину пород, температурная кривая будет смещена вправо (температура повысится) по сравнению с контрольной кривой. Наряду с этим вода, поступающая из пласта или из колонны, отметится на кривой еще большим относительным повышением температуры (если она более теплая).

Для уточнения места притока оттартывание с последующим снятием температурной кривой производится несколько раз.

На рис 2.3 Приведены получаемые в данном случае схематические температурные кривые»: До оттартывания; 2- после оттартывания

Если место поступления воды в скважину (водоотдающий пласт) ниже места выхода воды из затрубного пространства в колонну или совпадает с ним (рис 2.3.,а), то нижняя граница относительного повышения кривой укажет место поступления воды в скважину (обводняющий пласт). Если же место поступления воды в скважину выше места выхода воды из затрубного пространства в колонну (рис 2.3.,б), то нижняя граница относительного повышения кривой покажет место поступления воды в колонну. Участок с затрубным движением будет в этом случае отмечаться постоянством температуры; на основании этого можно определить его границы.

Если работа проводится способом оттартывания при установившемся тепловом режиме, скважину, заполненную жидкостью, оставляют в покое на несколько дней. После этого снимают температурную кривую, которая должна показывать равномерное увеличение температуры от устья к забою. Затем оттартыванием вызывают приток воды и вновь производят измерение; полученная температурная кривая интерпретируется, исходя из тех же предпосылок, что и кривые при работах с устанавливающимся тепловым режимом.

Схематические температурные кривые для случая совпадения места нарушения колонны и водоотдающего пласта приведены на рис 2.4.

Рисунок 2.4 Схематические температурные кривые, получаемые при работе способом оттартывания при установившемся режиме: До оттартывания; 2- после оттартывания

Способ продавливания дает лучшие результаты при применении его в условиях установившегося теплового режима.

При работе способом продавливания в скважине после того, как она находилась в покое несколько дней, снимают контрольную кривую, которая должна показывать плавное увеличение температуры. Затем закачивают в скважину жидкость и после этого опять производят измерение температуры.

На полученной при этом температурной кривой против места нарушения колонны или поглощающего пласта намечается скачок температуры. На рис 2.5. представлены схематические температурные кривые для этого случая.

Если поглощающий пласт расположен ниже места нарушения колонны или совпадает с ним (рис 2.5.,а), то скачок температуры будет отмечать поглощающий пласт, а если поглощающий пласт расположен выше места нарушения колонны (рис 2.5.,б), то скачок температуры будет отмечать место нарушения колонны, причем участок с затрубным движением отметится большим постоянством температуры. На основании этого можно определить границы его.

Рисунок 2.5. Схематические температурные кривые, получаемые при работе способом продавливания при установившемся режиме: До продавливания; 2- после продавливания

2.3 Погрешности при определении мест притоков воды термометром

Опытным путем установлено, что при поступлении из пласта в скважину вод с меньшей минерализацией или более теплых (с меньшей плотностью) не происходит значительного перемещения жидкости под влиянием конвекционных потоков.

Если же вода, поступающая в скважину, имеет большую плотность (более холодная или минерализованная) по сравнению с водой, заполняющей скважину, то наблюдается интенсивное перемешивание жидкости. В этом случае граница становится нечеткой и растягивается на несколько десятков метров. В скважинах, заполненных глинистым раствором, погрешность во всех случаях меньшая, чем в скважинах, заполненных водой.

Применение термометра связано с дополнительными погрешностями, вызванными тепловой инерцией термометра, наличием теплообмена между пластами и скважиной, а также различием в температуропроводности разных пород (неустановившийся тепловой режим).

Дополнительные погрешности значительно снижают точность определения местоположения отдающих (поглощающих) пластов при работе с термометром.

термометр погрешность затрубный вода

Глава 3. Определение температуры пород и геотермического градиента

Температура земной коры повышается с увеличением глубины. Интенсивность изменения температуры с глубиной характеризуется геотермическим градиентом- приращением температуры в земной коре при увеличении глубины на единицу длины. Обычно геотермический градиент дается в градусах Цельсия на 100 м.

Наряду с градиентом рассматривают также величину, обратную ему, — геотермическая ступень. Геотермическая ступень измеряется обычно в метрах на 1 С.

Геотермическая ступень различна для различных районов; она обычно колеблется в пределах от 20 до 50 м. в пределах одного и того же района геотермическая ступень меняется для различных горизонтов,- она тем больше, чем меньше теплопроводность слагающих тот или иной горизонт пород.

Для характеристики изменения температуры пород с глубиной и определения геотермического градиента проводят температурные измерения в длительно простаивающих скважинах, в которых температура жидкости приняла температуру окружающих ее пород.

Общий наклон температурной кривой к оси глубины соответствует среднему значению геотермического градиента в данном районе.

Глава 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ПОДЪЕМА ЦЕМЕНТА

После спуска в скважину обсадной колонны производят цементаж — пространство между трубами и стенками скважины заливают цементом. Этим достигается изоляция пластов одного от другого и закрывается доступ воды в скважину и в нефтеносные пласты. Определение высоты подъема цемента за трубами является важной задачей и характеризует качество проведенных цементажных работ. Высоту подъема цемента замеряют электротермометром или при помощи радиоактивных изотопов.

4.1 Определение высоты подъема цемента термометром

Определение высоты подъема цемента термометром основано на том, что при затвердевании цемента выделяется тепло и повышается температура в той части скважины, где находится цемент.

Термические исследования изменения температуры цемента при его схватывании показали, что для цементов различных сортов максимальные температуры создаются в промежутках времени от 6 до 16 час. с момента начала схватывания. Поэтому для получения четких и надежных результатов по определению цемента за колонной температурные измерения необходимо проводить через 12—30 час. после цементажа скважины, обычно после снятия заливочной головки с устья скважины.

Верхнюю границу цемента устанавливают по резкому сдвигу кривой на термограмме.

На участке, где имеется цемент, форма температурной кривой осложнена наличием температурных аномалий, связанных с изменением диаметра скважины и вследствие этого с различной толщиной слоя цемента, а также с различной температуропроводностью пластов (см. рис. 3.1.).

Величина повышения температуры против верхнего уровня цементного- кольца зависит и от литологии пород. Если цементное кольцо находится в глинистых пластах, против которых диаметр скважины увеличен, уровень цемента отбивается более резко, чем в тех пластах, где диаметр скважины сохраняет свое номинальное значение.

Повышение температуры на уровне цемента незначительное, если верхняя граница цемента находится на большой глубине (более 2000 м), где естественная температура пород высока. Это явление, наблюдаемое в районах с малой геотермической ступенью, затрудняет определение высоты подъема цемента по температурной кривой, так как повышение температуры в результате схватывания цемента может быть иногда ниже естественной температуры окружающей среды. При таких условиях будут наблюдаться повышенные температуры против песков и пониженные против глин, в то время как в неглубоких скважинах, где в результате схватывания цемента температура значительно повышается, пески отмечаются понижением, а глина повышением температур.

В связи с этим для правильного определения высоты подъема цемента во избежание ошибок, вызванных появлением температурных аномалий, связанных с литологией пород, при истолковании температурной кривой необходимо учитывать и литологический разрез скважины.

На термограмме, кроме общих сведений (район, номер скважины, дата, масштаб кривой, скорость замера, конструкция скважины), необходимо указывать следующие данные: время, прошедшее от момента заливки цемента до замера, количество закачанного цемента, предполагаемый уровень подъема цемента и отметку уровня цемента на кривой.

Рисунок 4.1. Пример определения высоты подъема цементного кольца и выделения пород, различных по литологии: Глины, 2- пески, А- граница подъема цемента

Измерения температуры в скважинах применяются для обеспечения эффективной интерпретации результатов исследования необходимо глубокое знание физических и методических основ.

Распределение естественной температуры пород по глубине характеризуется геотермой (температурной кривой), записанной в простаивающей скважине, удаленной от мест закачки и отбора флюида. Геотерма принимается за базисную температурную кривую. Сопоставление термограмм скважин с геотермой позволяет по расхождению между ними выделять интервалы нарушения теплового равновесия, вызванного процессами, происходящими в пласте и стволе скважины, и по характерным отличиям судить о причине нарушения теплового равновесия.

Данные о естественной температуре пластов необходимы для оценки условий эксплуатации нефтяных и газовых пластов и при подсчете запасов.

Данные о температуре бурящейся скважины на различной глубине необходимы для оценки условий работы бурового инструмента и геофизических приборов.

Измерение температуры в стволе скважины несет большое количество информации и является одним из основных методов при исследовании нефтегазовых скважин.

Метод термометрии хорош тем, что для решения задач в скважинах эксплуатационного фонда проще, надежнее и достовернее метода на сегодняшний день не существует.

1. С.Я. Литвинов, Л.В. Архаров: Промысловая геофизика М.: Гостоптехиздат, 1954.

2. Итенберг С.С. Промысловая геофизика М.: Гостоптехиздат, 1961.

Подобные документы

Вывод уравнения для аналитического описания эпюры температуры воды. Изучение неоднородности температуры воды по глубине рек. Анализ распределения температуры воды по ширине рек. Оценка эффективности использования уравнения теплового баланса реки.

дипломная работа [4,1 M], добавлен 22.12.2010

Физическое свойства горных пород и флюидов. Геофизические измерения в скважинах. Процедуры интерпретации данных. Методы определения литологии, пористости. Электрические методы и определение насыщения пород флюидами. Комплексная интерпретация данных.

презентация [6,4 M], добавлен 26.02.2015

Определение параметров пластовой смеси. Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу газоконденсатной скважины. Расчет забойных давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины с приемлемой для практики точностью.

курсовая работа [1010,0 K], добавлен 13.04.2016

Гидрология и гидрохимия Бискайского залива. Неоднородность слоев воды. Определение глубины скачка плотности морской воды. Разрез по глубине для солености, для температуры, плотности по глубине. Глубина залегания слоя с максимальным градиентом плотности.

курсовая работа [974,1 K], добавлен 20.06.2012

Движение воды в зонах аэрации и насыщения, водоносных пластах. Определение скорости движения подземных вод, установившееся и неустановившееся движение. Методы моделирования фильтрации. Приток воды к водозаборным сооружениям. Определение радиуса влияния.

курсовая работа [340,2 K], добавлен 21.10.2009

Виды воды в горных породах, происхождение подземных вод, их физические свойства и химический состав. Классификация подземных вод по условиям образования, газовый и бактериальный состав. Оценка качества технической воды, определение ее пригодности.

презентация [92,8 K], добавлен 06.02.2011

Приборы для измерение расхода открытых потоков. Интеграционные измерения с движущегося судна. Измерение расходов воды с использованием физических эффектов. Градуирование вертушек в полевых условиях. Измерение расхода воды гидрометрической вертушкой.

курсовая работа [1,5 M], добавлен 16.09.2015

Понятие круговорота воды в природе, водной оболочки Земли, их структура, значение. Сущность испарения и конденсации как физических процессов, условия их осуществления. Особенности и состав годового поступления воды. Источники движения воды на Земле.

презентация [1,2 M], добавлен 23.11.2011

Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015

Общие сведения о газогидратах: строение, структура. Кинетика образования и разложения газовых гидратов. Наличие газогидратов в поровом пространстве пород. Особенности распределения температуры в газогидратном пласте при различных значениях давления среды.

курсовая работа [1,0 M], добавлен 07.12.2011

Источник

Поделиться с друзьями
Моя стройка
Adblock
detector