Требуется рассчитать температурный градиент в стволе скважины при исходных данных т1 80

Обновлено: 07.07.2024

Технологические режимы добывающих скважин

1. Технологические режимы добывающих скважин

КОРПОРАТИВНЫЙ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР НК «РОСНЕФТЬ»
Отдел нефтяного инжиниринга
Технологические режимы
добывающих скважин
Учебный курс

2. Содержание

• Введение
– Назначение расчетов в технологическом режиме
скважин
• Данные для расчетов
• Расчет забойного давления
– Механизированные скважины
– Фонтанирующие скважины
• Расчет потенциала скважины
– Оптимизация режимов работы скважин
– Потенциал после проведения ГРП
• Возможности формы технологического режима
скважин в Excel

3. Назначение техрежима скважин

• Технологический режим добывающих скважин
– рабочий инструмент для мониторинга
текущего состояния фонда скважин и оценки
добывного потенциала скважин
• Задачи техрежима
– Выявление лучших скважин с точки зрения
имеющегося потенциала добычи нефти
– Сбор основных показателей и расчет потенциала
добычи нефти по всему фонду скважин

4. Последовательность расчета потенциала скважин

Статические данные + Ежемесячные замеры
Забойное давление
Коэффициент продуктивности
Потенциал скважины после оптимизации
Оценка проницаемости пласта
Скин-фактор после ГРП
Коэффициент продуктивности
Потенциал скважины после ГРП

5. Корректность данных

• Корректность расчетов потенциала скважин
зависит от корректности исходных данных.
Ввод данных в тех. режим
Расчет потенциала скважин
Формирование списков ГТМ
• Неправильные данные на входе дают
неправильный результат на выходе!

6. Типы данных

Организационная привязка
Конструкция скважины
Оборудование
Текущие замеры
– Дебиты
– Давления
– Уровень
• Физико-химические свойства и
скин-эффект

7. Расчет забойного давления механизированных скважин

8. Расчет забойного давления механизированных скважин без учета газа

Рзаб = Рзатр + P1 + P2
P1 = r н × g × ( H сп - H д )
P2 = r ж × g × ( H вд - H сп )
Hд
Рзатр
Р1
Рзаб
H сп
Р2
rж
- плотность газо-водо-нефтяной смеси
rн
- плотность газо-нефтяной смеси
H вд

9. Расчет динамического уровня по забойному давлению

Расчет «снизу вверх»
Динамический уровень
Давление равно затрубному
давлению
Изменяется плотность нефти
Учитывается всплытие газа
Уровень приема насоса
Вычисляется расход газа в
затрубном пространстве, через
коэффициент сепарации насоса
Изменяется плотность нефти
Учитывается выделение газа из нефти
Уровень давления насыщения
Плотность нефти и воды =
плотности в пластовых условиях
Забойное давление
Начинается выделение газа

10. Исходные данные для расчета забойного давления механизированных скважин с учетом газа

Конструкция скважины
Hвд,
Hвд, м
м
Удл,
Удл, м
м
Hсп,
Hсп, м
Dэ/к,
Dэ/к, мм
Dнкт,
Dнкт, мм
мм
При расчете забойного давления учитывается:
•Наличие газа в стволе скважины
•Изменение плотности нефти при разгазировании
Замеры
Qж,
Qж, м3/сут
м3/сут
Обводен.,
Обводен., %
Hдин,
Hдин,
Pзатр,
Pзатр, атм
атм
Физ-хим свойства
Рнас,
Рнас, атм
атм
ГФ,
ГФ, м3/т
м3/т
Пл.
Пл. неф.,
неф., г/cм3
г/cм3
Bo,
Bo, м3/м3
м3/м3
Пл.
Пл. воды,
воды, г/cм3
г/cм3
Bw,
Bw, м3/м3
м3/м3
Параметры пласта
Темп.,
Темп., K
K
Макрос расчета
забойного давления
механизированных
скважин
Pзаб
Параметры конструкции скважины
Нвд
- измеренная глубина верхних дыр перфорации, м.
Удл
- удлинение для глубины верхних дыр перфорации, м.
Нсп
- измеренная глубина спуска насоса, м.
D э/к
- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
D нкт
- внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
Замеры
Qж
- дебит жидкости, м3/сут.
Обводен.
- обводенность, %.
Hдин
- динамический уровня скважины, м.
Pзатр
- затрубное давление, атм.
Pпл
- пластовое давление, атм.
Физ-хим свойства
Рнас
- давление насыщения, атм.
ГФ
- газовый фактор, м3/т.
Пл. нефти
- плотность нефти в стандартных условиях, г/cм3.
Bo
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Пл. воды
- плотность воды в стандартных условиях, г/cм3.
Bw
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Параметры пласта
Темп.
- температура пласта, K

11. Пример расчета забойного давления

Скважина 603 Северно-Баганского месторождения
Конструкция скважины
Hверх. дыр
3289
Удл
124
H насоса
2000
коэф. сеп.
0,7
Д э/к
142,9
Д НКТ
73
H
10
м
м
м
мм
мм
м
Замеры
Qж
обводен
Qн
Qв
Hдин
Pзатр
Pпл
155
0
0
0,155
637
24,5
235
м3/сут
%
т/сут
м3/сут
атм
атм
Физ -хим свойства
Рнас
138
ГФ
130
пл. неф.
0,883
Bo
1,05
пл. воды
1,08
Bw
1
атм
м3/т
г/cм3
м3/м3
г/cм3
м3/м3
Учёт наличия газа дает поправку к
расчетному забойному давлению 10
атм.
«Серая» зона на графике
соответствует ситуации когда
давление на приеме насоса выше
давления насыщения. В этом случае
газа в затрубном пространстве нет.

12. Анализ чувствительности к исходным данным при расчете забойного давления механизированных скважин

Параметры влияющие на расчет забойного давления:
•Динамический уровень;
Для корректной оценки забойного давления
замеры параметров должны быть проведены
одновременно
•Затрубное давление;
•Дебит жидкости и обводненность;
•Физико-химические свойства флюидов:
•Газовый фактор, давление насыщения;
•Плотность нефти;
•Объемный коэффициент нефти.
Зависимость забойного давления от затрубного, при
фиксированной дин. уровне
Динамический уровень от давления на забое
50
180
0
160
200
Динамический уровень, м
Забойное давление, атм
200
140
120
100
80
60
40
20
100
давление на забое, атм
150
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
0
10
20
30
40
50
60
2000
Затрубное давление, атм
Изменение затрубного давления на 10 атм. Может
привести к изменению забойного давления на 30 атм.
Изменение динамического уровня на 200 м. Может
привести к изменению забойного давления на 15 атм.
В некоторых случаях неопределенность может достигать
больших величин

13. Уточнение забойного давления

Более точно оценить значение забойного давления при высоком
содержании газа можно при помощи отжима динамического уровня (серии
замеров затрубного давления и динамического уровня при закрытой
затрубном задвижке). Отжим уровня позволяет:
•рассчитать расход свободного газа в затрубном пространстве
•рассчитать забойное давление с учетом наличия в затрубном
пространстве режимов течения газа с высоким газосодержанием «пены».
Изменение забойного давления при исследовании
Замеры отжима дин. уровня
1400
60
1200
50
200
40
800
30
600
20
400
10
200
0
0
50
100
150
200
250
t, мин
Нд (м)
Рзатр (атм)
300
0
350
Рзаб, атм
Нд, м
1000
250
150
100
50
0
0
50
100
150
200
Время, мин
250
300
350

14. Расчет забойного давления фонтанирующих скважин

15. Расчет забойного давления

pth
При заданном устьевом давлении
на забое
h1
d1
p1
pwf
pth
давление
вычисляется по следующей формуле:
pwf = pth + p1 + p2 ,
где
p1
НКТ,
- перепад давления при течении жидкости в
p2
- перепад давления при течении жидкости в
обсадной колонне. В сумме эти два перепада
h2
d2
p2
pwf
давления создают перепад давления между устьем и
забоем скважины.

16. Исходные данные для расчета забойного давления фонтанирующих скважин с учетом газа

Конструкция скважины
Hвд,
Hвд, м
м
Удл,
Удл, м
м
Hсп,
Hсп, м
Dэ/к,
Dэ/к, мм
Dнкт,
Dнкт, мм
мм
Замеры
Qж,
Qж, м3/сут
м3/сут
Обводен.,
Обводен., %
Pбуф,
Pбуф, атм
атм
Физ-хим свойства
Рнас,
Рнас, атм
атм
ГФ,
ГФ, м3/т
м3/т
Пл.
Пл. неф.,
неф., г/cм3
г/cм3
Bo,
Bo, м3/м3
м3/м3
Параметры пласта
Темп.,
Темп., K
K
При расчете забойного давления учитываются:
•Наличие газа в стволе скважины
•Изменение плотности нефти при разгазировании
•Потери давления на трение в стволе скважины
Макрос расчета
забойного давления
фонтанирующих
скважин
Pзаб
Параметры конструкции скважины
Нвд
- измеренная глубина верхних дыр перфорации, м.
Удл
- удлинение для глубины верхних дыр перфорации, м.
Нсп
- измеренная глубина спуска насоса, м.
D э/к
- внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
D нкт
- внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм.
Замеры
Qж
- дебит жидкости, м3/сут.
Обводен.
- обводенность, %.
Hдин
- динамический уровня скважины, м.
Pбуф
- буферное давление, атм.
Pпл
- пластовое давление, атм.
Физ-хим свойства
Рнас
- давление насыщения, атм.
ГФ
- газовый фактор, м3/т.
Пл. нефти
- плотность нефти в стандартных условиях, г/cм3.
Bo
- объемный коэффициент нефти, м3/м3.
Параметры пласта
Темп.
- температура пласта, K

17. Распределение давления в стволе скважины

pth
h
pwf
Плотность жидкости в
НКТ изменяется по мере ее
подъема за счет:
•уменьшения средней
плотности смеси за счет
появления свободного газа,
выделяющегося из нефти по
мере уменьшения давления;
•изменение плотности
нефти и воды с изменением
давления и температуры.
Для расчета параметров многофазного потока используется
метод Beggs&Brill. Для расчета коэффициента трения
используется метод, предложенный Moody

18. Кривая эффективности лифта

Забойное давление, атм
Кривая эффективности лифта
pwf
Q
График зависимости забойного давления от дебита – кривая эффективности лифта

19. Расчет потенциала скважин при оптимизации режима работы

20. Расчет потенциала скважины после оптимизации

Определение текущего
коэффициента продуктивности
ì
ï
ï
ï
К пр = í
ï
Р
ï Рпл - Рнас + нас
1.8
ïî
Определение потенциального дебита
при целевом забойном давлении
Qж
, Рзаб ³ Рнас
Рпл - Рзаб
Qж
æ
æР ö
æР ö ö
× ç1 - 0.2 × ç заб ÷ - 0.8 × ç заб ÷ ÷
ç
è Рнас ø
è Рнас ø ÷ø
è
2
, Рзаб < Рнас
Qжопт
ì
ïï
æ
=í
ç Рпл пр ×
ï KР
ç
ïî
è
¢ ),
KР
пр × ( Р
пл - заб Р
¢Р ³
заб
нас
2
æ Рзаб
¢
¢ ö öö
Рнас æ
Рзаб
÷,
× ç1 - 0.2 ×
- 0.8 × ç
÷ ÷÷ Р
нас +
1.8 ç
Рнас
Р
è нас ø ø ÷ø
è
¢Р <
заб
Индикаторная кривая
Необходимые данные для расчета
потенциала:
350
• Пластовое давление
250
• Дебит жидкости
• Целевое забойное давление
• Давление насыщения
Заб. давление, атм.
• Забойное давление
Индикаторная
кривая скважины
300
200
150
Давление насыщ ения
Поправка
Вогеля
100
50
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Дебит жидкости, м3/сут
Расчет потенциала скважины после оптимизации режима работы основан на
построении индикаторной кривой скважины по данным фактической эксплуатации
нас

21. Расчет потенциала скважин после проведении ГРП

22. Расчет продуктивности скважины после ГПР

Расчет производительности
скважины после ГРП основан на
коэффициенте продуктивности
скважины полученном данных
эксплуатации (дебита жидкости,
пластового давления и рассчитанного
забойного давлений)
Производительность скважины после
ГРП существенно зависит от
проницаемости пласта
о тр и ц ате л ь н ы й ск и н -ф а к то р
п о сл е Г Р П
Зависимость скин-фактора после ГРП
Рзаб
Рпласт
Qж
Коэффициент продуктивности
по данным эксплуатации
Оценка проницаемости пласта
Скин-фактор после ГРП
7
6
Коэффициент продуктивности
после ГРП
5
4
3
2
Потенциал скважины после ГРП
1
0
1
10
100
Проницаемость пласта, мД
1000
10000

23. Расчет потенциала скважины после ГРП

Определение коэффициента продуктивности после
проведения ГРП
=
КН
æ æ re
18.4 × Bн × m × ç ln ç
è è rv
ö
ö 3
¢
÷- 4+S ÷
ø
ø
Qжобщ
¢ ) , Рзаб
¢ ³ Рнас
ì
К прГРП × ( Рпл - Рзаб
ïï
2
æ
= í ГРП æ
æ Рзаб
¢
¢ ö öö
Р
Р
нас
заб
¢ < Рнас
ï К пр × çç Рпл - Рнас + 1.8 × çç1 - 0.2 × Р - 0.8 × ç Р ÷ ÷÷ ÷÷ , Рзаб
нас
нас
è
ø
ïî
è
øø
è
Расчет потенциала после ГРП при сохранении забойного
давления
Расчет потенциала после ГРП с учетом оптимизации режима
работы скважины
350
350
Рабочая точка
до ГРП
300
Рабочая точка
до ГРП
300
250
Заб. давление, атм.
Заб. давление, атм.
К
ГРП
пр
Определение потенциального дебита после ГРП при целевом
забойном давлении
Рабочая точка
после ГРП
200
150
100
250
200
Рабочая точка
после ГРП
150
100
после ГРП
50
Q
Q
50
до ГРП
0
0
0
50
100
150
200
Дебит жидкости, м3/сут
250
300
350
0
50
100
150
200
Дебит жидкости, м3/сут
250
300
350

24. Использование формы технологических режимов добывающих скважин

25. Встроенная автоматическая проверка данных

Программа обладает возможностью проверки
данных технологических режимов скважин более
чем по 30 критериям.
Проверяется:
• Наличие данных
(замеры, конструкция, PVT…);
• Попадание в диапазон
(0≤Обводненность ≤100);
• Соответствие данных
(Нд<Нсп, Pпл>Рлин).
Результаты:
• Сводная таблица ошибок;
• Индикация ошибок цветом;
• Текстовые комментарии к
каждой ошибке.

26. Слияние файлов технологических режимов

Программа обладает возможностью объединения
данных нескольких технологических режимов.
•Позволяет выбирать
файл для объединения
•Добавление данных в
конец списка
•Применение
расчетных формул для
вставленного диапазона
записей

27. Детальный анализ скважины

Программа обладает возможностью более
детального анализа режима работы
механизированных и фонтанирующих скважин
•Визуализируется
конструкция скважины и
оборудования
•Отображается
индикаторная кривая и
рабочие точки
•Отображается график
зависимости забойного
давления от динамического
уровня

Практикум №1. Разработка месторождений. Научное программирование для студентов (Octave, Matlab)

Цель работы: ознакомление с средствами и методическими приемами выполнения научных расчетов в средах научного программирования (на примере GNU Octave (Matlab)).

Задача: Рассчитать распределение температуры по глубине фонтанной добывающей скважины Туймазинского нефтяного месторождения (Башкортостан) с шагом 200 м для следующих условий:

глубина кровли пласта 1700 м;
пластовая температура 29 °С;
диаметр подъемника d_BH = 0,0403 м (подъемник спущен до кровли продуктивного горизонта);
скважина работает с массовым дебитом Q_м = 51 т/сут,
плотность нефти в стандартных условиях 852,5 кг/м 3 ,
скважина вертикальная.

Для проверки расчетных данных использовать результаты замеров по скважине:

Методика выполнения

Распределение температуры по глубине добывающей скважины зависит от способа эксплуатации, дебита скважины, диаметра скважины или насосно-компрессорных труб (НКТ), обводненности продукции и других параметров. В общем случае распределение температуры можно рассчитать, используя уравнение теплопроводности, записанное в следующем виде:

где t (h) — температура на глубине h, отсчитываемой от забоя скважины,

°С; t_zab — температура на забое скважины (принимается равной пластовой температуре пл.), °С; ω — геотермический градиент, град/м; с — удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг*град); р — плотность жидкости, кг/м 3 ; q — объемный расход жидкости, м 3 /с; К — коэффициент теплопередачи через стенку трубы, Вт/ (м 2 • град); d — внутренний диаметр подъемника скважины, м.

Обобщенно, формула (1) может быть представлена:

где t_pl, — соответственно температура пластовая и на устье скважины, °С; h — высота, отсчитываемая от забоя, м; St — безразмерный критерий Стантона; α — угол отклонения скважины от вертикали, градус.

Критерий Стантона, используемый для нахождения пластовой температуры, может быть так же найден по номограмме (рисунок 1), справедливой для малых диаметров НКТ.

Рис. 1. Номограмма нахождения критерия Стантона в зависимости от суточного дебита

Геотермический градиент рассчитывается по формуле (4):

где Т_ns — температура нейтрального слоя, C; Н — глубина нейтрального

слоя, м. При известном массовом дебите скважины Q и известной плотности нефти в стандартных условиях ρ_нд дебит жидкости q рассчитывается по (5):

где q — дебит жидкости, м 3 /с; Qm — массовый дебит жидкости, т/сут.

Ход выполнения задачи

Для выполнения задачи необходимо:

Рассчитаем по формуле (3) критерий Стантона;
Рассчитаем по формуле (2) температуру по стволу скважины;
Провести сопоставление с результатами экспериментальных данных:
Выполнить выводы.

Код matlab (GNU Octave), осуществляющий расчет температур по стволу скважины:

Для определения ошибки расчетов, т.е. отличия теоретических данных от экспериментальных код можно дополнить кодом ниже:

25303 (Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач), страница 3

Документ из архива "Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач", который расположен в категории "курсовые работы". Всё это находится в предмете "геология" из раздела "Студенческие работы", которые можно найти в файловом архиве Студент. Не смотря на прямую связь этого архива с Студент, его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "геология" в общих файлах.

Онлайн просмотр документа "25303"

Текст 3 страницы из документа "25303"

Конвекция замещения наблюдается при поступлении нефти в скважину

заполненную водой (или газа в заполненную жидкостью скважину). На частички нефти или газа действует, в этом случае, выталкивающая сила Архимеда, при всплывании они захватывают воду и переносят ее вверх. В скважине при этом образуются нисходящие потоки воды. Такое сложное движение жидкостей приводит к затягиванию аномалий калориметрии между интервалами перфорации.

Схематическое распределение температуры и градиента температуры в добывающей скважине приведено на рис.2.4.

Нестационарные (переходные) температурные поля

Переходные температурные поля обусловлены теми же процессами, что и квазистационарные тепловые поля. Однако в условиях пуска, остановки или изменения режима работы скважины температурные поля изменяются настолько быстро, что даже в процессе одного замера происходят изменения температуры, значительно превышающие разрешающую способность термометра.

«Временной эффект записи» термограмм заключается в появлении ложных аномалий температуры, обусловленных сильным изменением температуры во времени в процессе одного замера (рис.2.5).

Рис.2.5 Схематические термограммы а-в, обусловленные «временным эффектом записи» при повышении и снижении температуры в стволе скважины.

1 - фоновое распределение температуры; 2,3,4 - мгновенные картины распределения температуры в стволе скважины после ее пуска, слева - при притоке жидкости, справа

- при нагнетании жидкости в пласт.

Из формулы (2.10) видно, что вклад «временного эффекта записи» при возрастании скорости движения термометра стремится к нулю. Однако скорость движения прибора ограничена постоянной времени термометра.

Существующие способы записи дифференциальных термограмм неодинаково реагируют на аномалии «временного эффекта записи». На дифференциальных термограммах, полученных дифференцированием показаний одного датчика температуры, это явление приводит к изменению градиента температуры. В то же время способ регистрации градиента температуры двухдатчиковым градиент-термометром практически свободен от влияния аномалий временного эффекта записи.

Быстрое изменение давления в скважине приводит к проявлению эффекта адиабатического расширения или сжатия.

Изменение температуры AT связано с изменением давления АР.

При адиабатическом (быстром или в отсутствии теплообмена) падении давления на 10 атмосфер вода охлаждается на 0,01 °С, нефть - на 0,14 °С. При повышении давления наблюдается соответствующий разогрев флюидов.

Изменение температуры вследствие проявления адиабатического эффекта в стволе скважины может привести к появлению температурных аномалий на границе раздела различных жидкостей. В интервалах ствола скважины, заполненных однородной жидкостью, адиабатический эффект приводит к практически параллельному смещению существующего распределения температуры вправо или влево.

Восстановление исходного распределения температуры в стволе скважины после возмущения (промывкой, резким изменением давления и др.) происходит путем теплопроводности. Медленнее всего изменяется температура на оси скважины, для оценочных расчетов можно пользоваться формулой

AT(t) = АТ₀ (1 - exp(-R 2 /4at)), (2.12)

где АТ₀ - величина начального возмущения температуры;

AT(t) - остаточная аномалия ко времени t;

R - радиус зоны возмущения температуры (радиус ствола скважины);

а - температуропроводность среды.

Баротермический эффект в пласте - это изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленное изменением давления при отсутствии фазовых превращений. При отсутствии фильтрации флюида баротермический эффект сводится к эффекту адиабатического расширения и сжатия. При стационарной фильтрации флюида он тождественен эффекту Джоуля-Томсона. Изменение дроссельной температурной аномалии на забое скважины во времени можно оценить по формуле (Чекалюк Э.Б.):

Е - коэффициент Джоуля-Томсона флюида;

АР - депрессия на пласт;

R_K, г₀ - радиус контура питания (воронки депрессии) и скважины;

С_Ж,С_П - объемная теплоемкость жидкости и насыщенной этой жидкостью пористой среды;

h - эффективная толщина пласта. Для нефтенасыщенных песчаников с = 0,8, водонасыщенных - с =1,2.

Если подвижность флюида (k/ц) в интервале притока нефти меньше, чем подвижность (k/ц) воды, в начальные моменты времени притока за счет большего удельного дебита вода может разогреваться сильнее нефти. Затем будет наблюдаться нормальное изменение температуры нефти и воды (Т_Н>Т_В). В этом смысле можно говорить об инверсии дроссельного эффекта для нефти и воды. Объясняется инверсия различием подвижностей воды и нефти: более подвижная вода за одно и тоже время проходит большую часть воронки депрессии, чем нефть и разогревается сильнее. На рисунке 2.6 приведены результаты расчетов по формуле (2.13) для нефти и воды.

Рис.2.6. Изменение во времени дроссельной температурной аномалии в интервале притока нефти (кр.1) и воды (кр.2). Удельный дебит нефти 1 м 3 /сут м, воды -10 м 3 /сут-м.

Явление инверсии температурной аномалии в интервалах притока нефти и воды используется для выделения интервалов нефтеводопритоков при компрессорном освоении скважин.

Изменение температуры во времени на забое скважины с забойным давлением ниже давления насыщения носит немонотонный характер. Измеряемая на забое температура, как и в квазистационарном случае, определяется суммарным эффектом разгазирования нефти (охлаждение) и дросселирования жидкостей (разогрев) и выделившегося в пласте газа (охлаждение). Как следует из п.2.4.6 дроссельный разогрев увеличивается со временем, а охлаждение вследствие разгазирования нефти определяется в основном газовым фактором и формируется гораздо быстрее. Поэтому вначале вклад разгазирования превалирует и забойная температура снижается, с увеличением времени в зависимости от газового фактора забойная температура растет и устанавливается положительная или отрицательная температурная аномалия.

Таким образом, при регистрации переходных температурных полей непосредственно после пуска скважины (например, при ее компрессировании) явление инверсии температурной аномалии на забое скважины при снижении давления ниже давления насыщения нефти и аномальная связь между температурой и давлением, показанная в п.2.3.6, будут наблюдаться и при меньших значениях инверсного и критического газового факторов.

Распределение температуры в зумпфе скважины вблизи работающего пласта обусловлено теплоотдачей от пласта в подстилающие породы. Для малых времен эксплуатации скважины оно зависит в основном от времени и температуропроводности а пород. Отклонение температуры от фоновой можно оценить по формуле

AT(z,t) = АТ₀ erfc (z/2Vat) (2.15)

Здесь АТ₀ - величина температурной аномалии в подошве пласта; z - расстояние от подошвы пласта до точки наблюдения в зумпфе.

Точка выхода на геотерму или распространение фронта теплового возмущения от работающего пласта в зумпфе путем теплопроводности определяется формулой

Для среднего значения а = 2*10" 3 м 2 /час и времен t 3 /сут); пикообразная аномалия охлаждения (разогрева) на временных замерах в интервале времени 0 - 40ч-45 мин после прекращения закачки.

Определение нарушения герметичности НКТ и колонны, перекрытой НКТ.

Нарушение НКТ: отмечаются аномалии на замерах в интервале времени 0-2 мин после:

перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м 3 /сут;

перевода с максимальной закачки на ограниченную закачку с величиной приемистости не более 10-12 м 3 /сут.

Нарушение колонны: отмечаются температурные аномалии на замерах в интервале времени 5-12 мин после:

перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м 3 /сут;

перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м 3 /сут.

Определение движения жидкости по пластам: наблюдаются аномалии на температурных замерах в интервале времени от 18 мин и более после:

перевода скважины с закачки на излив через НКТ с дебитом не более 10-12 м 3 /сут;

перевода с максимальной закачки на ограниченную с величиной приемистости не более 10-12 м 3 /сут.

(На этих замерах не отмечаются аномалии в интервале времени 15-18 мин.)

Определение принимающих интервалов. Признаками принимающих интервалов являются изменение градиента температуры в интервале перфорированных пластов на замерах при закачке и охлаждение в интервале пласта на замерах в остановленной скважине.

Определение заколонного перетока вверх от интервала перфорации. На переток указывает аномалия охлаждения в неперфорированных пластах в интервале перетока на замерах термометром через 1.5-2 часа и более после прекращения закачки, изменение градиента на термограмме при закачке или аномалия калориметрического смешивания, приуроченные к кровле верхнего перфорированного пласта.

В добывающих скважинах

Выделение работающих пластов. Приток жидкости из перфорированных интервалов характеризуется дроссельным и калориметрическим эффектами. Приток из нижнего перфорированного пласта отмечается следующими признаками: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.

Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.

Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Границам притока соответствуют точки изменения наклона температурной кривой.

Определение мест нарушения обсадной колонны. Признаки нарушения герметичности обсадной колонны на термограммах те же, что и при выделении работающих пластов, а аномалии также обусловлены дроссельным и калориметрическим эффектами. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

Определение нарушения забоя. Нарушение герметичности забоя скважины обычно определяется по нарушению геотермического распределения температуры. При этом температура с глубиной изменяется монотонно. Наклон температурной кривой в зумпфе зависит от линейной скорости (дебита) восходящего потока жидкости. Поэтому возможный наклон температурной кривой при наличии негерметичности забоя скважины заключен между фоновым распределением температуры и распределением с нулевым градиентом температуры.

Определение нефте-водопритоков. При длительной работе скважины (когда Р_заб > Р_нас) величина изменения температуры зависит от значений коэффициентов Джоуля-Томсона воды и нефти, причем нефть разогревается больше, чем вода (е_н « 2е_в). В случае, если скважина работает при Р_заб

Особенности проведения расчетов по распределению температуры в стволах скважин

1. 6. Особенности проведения расчетов по распределению температуры в стволах скважин

Дисциплина «Скважинная добыча нефти» МГР12, МГР-14

Параметры, характеризующие распределение температуры в
стволе скважины
• Количество тепла в потоке флюида (q):
,
где λ – теплопроводность потока.
• Температурный градиент Гt= dT/dx
• Распределение температуры в стволе скважины
Условные обозначения:
Тг – геотерма (температура в неработающей
скважине), Тп – температура в работающей скважине,
В – точка стабилизации температурного градиента, А
– точка расположения нейтрального слоя (начало
работы скважины), А1 – температура пласта в
условиях простоя скважины.
Уравнение Джоуля-Томсона – применяется для оценки температурного
перепада нагрева пластовой жидкости от действия сил трения в ПЗП
Где ε – интегральный коэффициент (вода ε=0,24·10-6 оС/Па,
нефть ε=(0,4…0,6)·10-6 оС/Па, газ ε=(2,5…4,1)·10-6 оС/Па, знак «-»
означает с падением Р Т растет.

После попадания в ствол скважины жидкость начинает охлаждаться за счет
конвективного теплообмена с окружающей средой. С учетом з.Ньютона
для процесса охлаждения жидкости количество теряемого тепла
определится, как
где rt0·U=K – коэффициент теплопередачи, L – интервал, где происходят
теплопотери, Т – разница температур флюида и горной породы.
Для определения температуры по стволу скважин в основном применяются
линейные модели, которые не учитывают скорость движения продукции
(т.е. дебит скважин)
Известные расчетные
методики определения Т
потока в скважине дают
значительную погрешность
при их использовании в
условиях глубокозалегающих пластов с высокими
газовыми факторами.
68 м3/сут
107 м3/сут
175 м3/сут
222 м3/сут

Методики расчета распределения температуры по стволу скважины
Формула
Характер
распределения
температуры
Методика
Принцип
Решение уравнения
теплопроводности
Решение уравнения
теплопроводности с учетом
допущений для стационарного
режима работы скважины
.
Нелинейный
Мищенко И.Т.
Обобщение температурных
режимов добывающих скважин
.
Линейный
Гиматудинов Ш.К.
Через температурный градиент
газожидкостного потока
Линейный
Алвес и др.
Приближенное аналитическое
решение уравнений градиентов
давления и энтальпии
Нелинейный

Особенности проведения расчетов по распределению температуры в стволах скважин

1. 6. Особенности проведения расчетов по распределению температуры в стволах скважин

Дисциплина «Скважинная добыча нефти» МГР12, МГР-14

Теоретическое исследование температурных полей в стволе действующей скважины Горюнова Марина Анатольевна

Горюнова Марина Анатольевна. Теоретическое исследование температурных полей в стволе действующей скважины : диссертация . кандидата физико-математических наук : 01.04.14 / Горюнова Марина Анатольевна; [Место защиты: ГОУВПО "Башкирский государственный университет"].- Уфа, 2009.- 153 с.: ил.

Введение к работе

Актуальность проблемы исследования температурных полей при течении жидкости по трубам традиционно важно в связи с многочисленными приложениями в энергетике, нефтегазовой промышленности, геологии и др. Решения соответствующих задач используются для оптимизации различных конструкций с целью уменьшения теплопотерь, теплообмена, термокаротажа и т.д. Исследования температурных полей в скважине с учетом радиального профиля скорости и температуры приводит к задачам сопряжения с переменными коэффициентами и граничными условиями Г/ рода, решение которых, как известно, сопряжено со значительными трудностями. Ранее задача в точной постановке заменялась исследователями более простой. Первый подход разработан В.Г. Шуховым, он предложил воспользоваться формулой Ньютона для теплообмена на поверхности. Э.Б. Чекалюк предложил интегральный метод для учета теплообмена потока с окружающими породами. В развитие этого подхода выполнены исследования Э.Х.Галиным, Ю.М. Просел-ковым, М.А. Пудовкиным, А.Н.Саламатиным, В.А. Чугуновым и др. Однако они рассматривали задачу только для средней температуры в стволе скважины в случае идеального выровненного профиля скорости, который, как известно, никогда не реализуется на практике. Между тем, использование термических исследований в практике разработки нефтегазовых месторождений обострило проблему расчета радиальных зависимостей температуры в скважине.

В работе О.В. Ахметовой установлено, что радиальные распределения температуры определяются путем построения первого коэффициента «в среднем точного» асимптотического метода, впервые предложенного профессором А.И. Филипповым. Однако не найдены «в среднем точные» решения задачи о температурном поле, особенно для случая ламинарного и турбулентного потоков, когда скорость жидкости в скважине зависит от пространственных координат, условия существования вязких слоев, выражения для погранслойных функций и т.д.

Все вышесказанное доказывает актуальность выполненной работы.

Целью диссертационной работы является исследование температурных полей в трубчатых каналах на основе «в среднем точного» асимптотического решения при ламинарном и турбулентном течении флюида и уточнение его погранслойными функциями.

Основные задачи исследования:

—получение «в среднем точного решения» задачи о температурных полях в скважине с учетом ламинарного и турбулентного профиля скорости; представление исходной задачи сопряжения в виде последовательности краевых задач для коэффициентов асимптотического разложения, остаточного члена и погранслойной функции;

—определение условий, при которых решение осредненной задачи для остаточного члена является тривиальным;

—уточнение полученных решений погранслойными функциями, нахождение условий отсутствия погранслоя;

—проведение расчетов пространственно-временных распределений температуры и изучение вклада различных физических процессов в скважине, сопоставление полученных решений с результатами других исследователей.

Научная новизна. Впервые с помощью асимптотических методов получено «в среднем точное» решение задачи о температурном поле в окружающем массиве и скважине, по которой движется жидкость, а также исследовано влияние тепловых сигналов пласта с учетом радиального градиента температуры. На основе осреднения задачи для остаточного члена найдены среднеинтегральные условия, позволившие построить «в среднем точное» решение исходной задачи. Построены аналитические выражения для погранслойных функций, уточняющие регулярную часть решения. Найдены условия отсутствия погранслоя.

Практическая значимость. Построенный новый способ расчета средней по сечению и радиального распределения температуры для ламинарного и турбулентного потоков позволяет осуществлять детальные расчеты температуры в скважинах. Это дает возможность прогнозировать температурные аномалии, возникающие в скважине, и обеспечивает возможность создания новых способов исследования скважин и оптимизации теплоотдачи в реальных скважинах и трубопроводах.

Достоверность основных результатов диссертационной работы обоснована тем, что все исходные данные основаны на законах сохранения и других фундаментальных физических законах. Из общего решения, полученного в диссертационной работе, следуют частные, которые сопоставлены с результатами других исследователей. Полученные результаты удовлетворительно согласуются с экспериментальными данными. Основные положения, выносимые на защиту: 1 .Математическая модель температурного поля жидкости, текущей по скважине, окруженной сплошным массивом среды с учетом реального профиля скорости флюида, построенная с использованием модификации асимптотического метода. Алгоритм по-

строения нелокальных среднеинтегральных условий, обеспечивающий построение «в среднем точного» асимптотического решения. 2.Асимптотические формулы для расчета реальных радиальных перепадов температуры между любой точкой внутри скважины и ее стенкой как для случая постоянных вертикальных градиентов температуры, так и для более общего случая, в котором вертикальные градиенты определяются на основе решения соответствующих краевых задач. Выражения для погранслойных функций, позволяющие уточнить расчеты температурного поля в скважине. Условия, при которых вязкий погранслой отсутствует. 3.Уточнена динамика температурных аномалий, обусловленных вкладом температурного сигнала пласта с учетом полученных радиальных распределений. В частности показано, что зона влияния температурных сигналов пласта существенно зависит от состава жидкости в скважине, теплофизических свойств окружающих пород и практически не зависит от положения термометра относительно оси скважины. Установлена зависимость времени подхода температурного сигнала пласта от глубины расположения термометра, дебита скважины, теплофизических свойств флюида и окружающей среды. Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались на всероссийской школе-конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых «Фундаментальная математика и ее приложения в естествознании» (Уфа, 2007); всероссийской научно-практической конференции (Уфа, 2007); Международной научной конференции, посвященной 85-летию академика В.А. Ильина «Дифференциальные уравнения и смежные проблемы» (Стерлитамак, 2008); IV Межвузовской научно-практической конференции молодых ученых «Молодежь. Прогресс. Наука» (Стерлитамак, 2009); X Международной конференции по математическому моделированию посвященной 50-летию ХНТУ (Херсон, Украина, 2009); научных семинарах кафедр математического анализа (научный руководитель - д. ф.-м. н., проф. И.А. Калиев), прикладной математики и механики (научный руководитель - д. ф.- м. н., проф. И.К. Гималтдинов), теоретической физики и методики обучения СГПА им. Зайнаб Биишевой (научный руководитель - д. т. н., проф. А.И. Филиппов).

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 10 научных работах, список которых приведен в конце автореферата, из них 2 - в журналах ВАК РФ. В работах [1] - [10] постановка задачи принад-

лежит профессору А.И. Филиппову. В остальном вклад авторов равнозначный. Результаты, выносимые на защиту, принадлежат автору.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы, включающего 93 наименования. Работа содержит 43 рисунка и изложена на 157 страницах.

Читайте также: