Определение заколонного перетока вниз от интервала перфорации. Признаки перетока ниже интервалов перфорации: немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе.

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 Рзаб > Рнас) величина изменения температуры зависит от значений коэффициентов Джоуля-Томсона воды и нефти, причем нефть разогревается больше, чем вода (ен « 2ев). В случае, если скважина работает при Рзаб < Рнас (забойное давление ниже давления насыщения нефти газом), то признаком притока газированной нефти является уменьшение аномалии дросселирования или отрицательная аномалия температуры (снижение температуры относительно геотермической), что связано с отрицательным коэффициентом Джоуля Томсона для газов (бг<0).

Определение заколонного перетока жидкости снизу. Признаками перетока жидкости за колонной снизу являются: нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины, которое не согласуется с теоретическими представлениями; немонотонное распределение температуры в зумпфе скважины; аномалия калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего перфорированного пласта.

Определение заколонного перетока жидкости сверху. Переток жидкости сверху приводит к скачкообразному изменению наклона температурной кривой в интервале перетока и выше, а также к появлению аномалии калориметрического смешивания потоков в кровельной части верхнего перфорированного пласта.

В простаивающих скважинах

К разряду простаивающих причисляются практически все скважины, находящиеся в простое на момент исследования по той или иной причине. Основной признак, позволяющий выделить эти скважины в отдельную группу, квазистационарность термо-гидродинамического режима в скважине и прискважинной зоне, сопровождающаяся стабильным уровнем жидкости в стволе за период проведения исследований.

Путем температурных исследований простаивающих скважин могут быть решены следующие задачи:

- определение величины глубинных тепловых потоков в районе месторождения и сопредельных регионах;

- восстановление картины геотермического распределения температуры месторождения, района и региона с учетом искажающего влияния эксплуатации месторождения;

- определение абсолютных значений средних температур на опорных глубинах;

- выделение проницаемых пластов с активной гидрогеологией;

- выделение интервалов прорыва нагнетаемой воды;

- выделение интервалов и зон охваченных тепловым воздействием;

- стандартизация и поверка скважинных термометров.

Помимо этого, скважина, не имеющая перфорации, или перфорированная, но находящаяся вне зоны активной эксплуатации и не подверженная резким колебаниям давления эксплуатируемого пласта, может быть использована в качестве опорного термостата. При этом распределение температуры в стволе скважины весьма стабильно и перекрывает весь рабочий диапазон температур, наблюдаемых в данном районе.

Заключение

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.

Список литературы

1.Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С., Общий курс геофизических исследований скважин, М., Недра, 1984 г

2.Термометрия для контроля. технического состояния нагнетательных скважин Назаров В.Ф Фойкин П.Т., Осипов A.M., Ершов A.M., Нефтяное хозяйство1987. - № 111. - С.55-58

3.Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф Сорокина В.А. Ярославцева Л.А. Нефтяное хозяйство, №6, 1991, с.33-36

4.«ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ СКВАЖИН» РУКОВОДСТВО ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ (ООО НПФ ГЕОТЭК)