МОСКОВСЬКА

Державний геологорозвідувальний

АКАДЕМІЯ РЕФЕРАТ: За курсу ВСТУП У СПЕЦІАЛЬНІСТЬ ТЕМА: ТЕРМОМЕТР

Виконав:

Студент групи РФ-00-2

Азізов М. А.

Керівник:

Професор Демура Г. В. МОСКВА 2000 ВСТУП

Геофізичні дослідження при контролі розробки родовищ істотно відрізняються від геофізичних робіт, що проводяться в буря необсаженних свердловинах. Обумовлено це тим, що при контролі досліджуються різні категорії свердловин при різних режимах їх роботи, використовуються різні технології досліджень і, нарешті, часто кожна обсаджена свердловина, як об'єкт вимірювань, вимагає, індивідуального підходу як до методики, так і до інтерпретації отриманих даних. Тоді як при дослідженні необсаженних свердловин та інтерпретації результатів їх дослідження найчастіше використовуються типові шаблони, стандарти.

Сьогодні, коли реальна ситуація в галузі така, що обсяги буріння падають, значимість геофізичного контролю за розробкою родовищ для зниження темпів падіння видобутку та її подальшої стабілізації істотно зростає.

У контролі за розробкою виділяють три основні напрямки: вивчення процесу вироблення запасів покладів нафти, оцінка ефективності застосування різних методів підвищення коефіцієнта нефтеізвлеченія, діагностика стану нафтових пластів і свердловин.

Найбільший обсяг досліджень у виробництві виконується для вирішення завдань, пов'язаних з діагностикою пластів і свердловин. Завдання діагностики нафтових пластів і свердловин.

У напрямку діагностики стану нафтових пластів і свердловин виділяють три групи завдань.

1. Визначення експлуатаційних характеристик продуктивного пласта.

- визначення інтервалів потоку і поглинання рідини;

- визначення місць припливу нафти, води та газу;

- визначення продуктивності пласта і витрати флюїда;

- визначення енергетичних параметрів пласта.

2. Контроль технічного стану свердловини.

- визначення місць порушення герметичності обсадної колони і вибою свердловини;

- виявлення межпластовых заколонних перетоків в свердловині;

- дослідження інтервалів перфорації обсадних свердловин.

3. Контроль за роботою насосно-підйомного обладнання.

- визначення статичного і динамічного рівня рідини і нефтеводораздела в міжтрубному просторі

- визначення місця розташування та режиму роботи глибинних насосів

- визначення герметичності насосно-компресорних труб

- визначення місць положення і роботи мандрелей.

- Геофізичні методи, що застосовуються для діагностики свердловин і пластів.

Завдання діагностики вирішуються при сталих і несталих режимах роботи свердловини. У загальному випадку діагностика свердловин і пластів здійснюється методами термометрії, витратомірами, влагометріі, резістівіметріі, плотнометріі, барометр і шумометріі. Досвід показує, що найбільш інформативним методом при вирішенні задач діагностики є термометрія. Однак, термометрія (у порівнянні з іншими геофізичними методами) є і найбільш складним (в методичному плані) методом.

Термометрія. Виділення працюючих (що віддають і приймають) пластів; виявлення заколонних перетоків знизу і зверху; виявлення внутріколонних перетоків між шарами; визначення місць негерметичності обсадної колони, НКТ і вибою свердловини; визначення нафто -Газо-водопритоків; виявлення обводнених пластів; визначення динамічного рівня рідини і нафто-вододілу в міжтрубному просторі; контроль роботи і місця розташування глибинного насоса; визначення місця розташування мандрелей і низу НКТ; оцінка витрат рідини в свердловині, оцінка РПЛ і Рнас ; визначення Тзаб і Тпл; контроль за перфорацією колони, контроль за гідроразривом пласта. Особливості термометрії при вирішенні завдань діагностики

Основним параметром, який вимірюється і несе інформаційне навантаження у методі термометрії, є температура. Температура - Це енергетичний параметр системи, і тому будь-яка зміна системи внаслідок зміни режиму роботи свердловини, зменшення або збільшення тиску , Промивки, порушення цілісності колони і т.п. приводить до зміни температури (розподілу температури) в свердловині. Система свердловина-пласт в цьому відношенні є дуже чутливою системою, тому що на практиці використовуються термометри з високою роздільною здатністю.

Діагностика здійснюється протягом усього "життя" свердловини: при заканчіваніі, експлуатації та ремонті. При цьому свердловини підрозділяють за типами (категорій) у відповідності з режимом роботи, способом експлуатації, конструкцією і т.д. З точки зору методичних особливостей вирішення завдань свердловини можна класифікувати таким чином: що простоюють, що діють, що освоюються.

Діагностика свердловин в різні періоди "життя" (заканчіваніе, експлуатація, ремонт) має свої особливості. Вони зводяться до того, що рішення задачі здійснюється при різних режимах роботи свердловин і, отже, при сталих, квазістаціонарних, несталих і перехідних температурних полях в свердловинах.

Теплове поле інерційно: для розформування теплового обурення в свердловині потрібен час, обумовлене теплофізичними властивостями системи, тривалістю обурення та застосованої апаратурою. Тому наступна особливість пов'язана з тим, що (при вимірах) в різні періоди "Життя" свердловини на термограммах може відображатися теплова історія свердловини. Так, при освоєнні після буріння можуть спостерігатися теплові аномалії, пов'язані з бурінням, цементажом, перфорацією і т.д.; в ремонті можуть спостерігатися аномалії, обумовлені експлуатацією.

Завдання необхідно вирішувати в тривалий час працюють свердловинах при швидкоплинні процесах, пов'язаних з короткочасністю роботи свердловини, і тривалий час простоюють свердловинах. Тому, при розробці методики досліджень необхідно враховувати особливість, пов'язану з тимчасовим фактором.

Прийнята на підприємствах технологія освоєння пов'язана із застосуванням компресора. При виклику припливу флюїда компресором створюються змінні тиску в свердловині. Тут можна виділити режим, пов'язаний з репресією, а потім, після прориву повітря, режим з депресією на пласт, тобто поєднання режимів нагнітання і відбору. Для освоєння в свердловину попередньо спускають НКТ, через які можна проводити дослідження. Необхідність вирішення завдань в інтервалах, перекритих НКТ, виникає в нагнітальних свердловинах і в свердловинах ЕЦН.

Зміна тиску в системі можна спостерігати не тільки при освоєнні, але і в тривалий час працюють свердловинах. Відмінності можуть бути у швидкостях (темпах) зміни тиску, що необхідно враховувати. У діючих свердловинах зміну тиску і системи в цілому спостерігається при короткочасної їх зупинці, а потім при пуску. При відведення надлишкового тиску (розрядки) в міжтрубному просторі перед дослідженням насосних свердловин відбувається відносно швидке зміну тиску в системі.

Освоєння характеризується короткочасним пуском свердловини. Як правило, свердловина перед освоєнням промивається, і найчастіше, прісної або опріснених водою. У таких умовах, якщо з освоюваної пласта надходить більше мінералізована вода, в зумпфі свердловин існують умови для виникнення гравітаційної конвекції. Крім того, промивка, залежно від її тривалості, сама порушує теплове поле в свердловині.

Ряд родовищ характеризується високим значенням тиску насичення нафти газом. Це призводить до того, що при експлуатації свердловини працюють з забійними тиском нижче тиску насичення. У таких умовах в свердловині спостерігаються багатофазні потоки (нафта, газ, вода). При освоєнні свердловин багатофазні потоки можуть, очевидно, виникати і при більш низькому тиску насичення, оскільки забійні тиск тут визначається глибиною спуску НКТ і може бути ще нижчою.

Різниця пластових тисків при одночасно розкритих декількох об'єктах, висока обводненість свердловин при низьких дебіту-це умови, які також необхідно враховувати при температурної діагностиці, оскільки вони можуть відбиватися на тепловому полі свердловини.

Ще одна особливість, яку треба враховувати при термічних дослідженнях, пов'язана з інерційністю термометра. У разі високов'язкої нафти, бруду на стінках свердловини, наявності осаду в зумпфі інерційність приладу може мінятися суттєво, що, у свою чергу, сильно спотворює температурну картину. З іншого боку інерційність визначає швидкість реєстрації. У будь-якому випадку вона обмежена. При швидкоплинні перехідних процесах в свердловині кінцева швидкість реєстрації температури так само може призводити до спотворення реєстрованих термограмм.

Таким чином, існує різноманіття факторів, що впливають на розподіл температури в свердловині. Для достовірного рішення задач важливо знати ці фактори та особливості їх прояви в конкретних ситуаціях.

Основними ефектами, що зумовлюють температурне поле в шарі і в свердловині, є: ефект Джоуля-Томсона, адіабатичні, баротерміческій, змішування та теплоти розгазування. Рішення практичних завдань базується на аналізі форми температурної кривої та величини температурної аномалії. Остання (аномалія), у свою чергу, виділяється на основі зіставлення зареєстрованого термограмми з геотермічний (базовою). Характер зміни форми величини і знака температурної аномалії в часі визначається так само шляхом зіставлення термограмм, зареєстрованих в різні моменти часу (або при різних режимах роботи свердловини). Висновок

Обраний метод термометрії гарний тим, що для вирішення завдань в свердловинах експлуатаційного фонду простіше, надійніше і достовірніше методу на сьогоднішній день не існує.