Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин

• Автор: Валиуллин, Рим Абдуллович
• Шифр специальности: 04.00.12
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 1996
• Место защиты: Тверь
• Количество страниц: 320 с.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

СОСТОЯНИЕ КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ
* МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ
1.1. Основные направления геофизического контроля за
разработкой нефтяных месторождений
1.1.1. Изучение процессов выработки запасов
залежей нефти
1.1.2. Контроль эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения
1.1.3. Диагностика состояния нефтяных пластов и
скважин
1.2. Задачи диагностики нефтяных скважин и применяемые для их решения геофизические методы, состояние методического обеспечения

1.2.1. Геофизические методы, применяемые для диагностики, и место термометрии в этом комплексе методов
1.2.2. Методико-интерпретационное обеспечение геофизической диагностики скважин и пластов
1.3. Особенности решения задач диагностики методом термометрии
исходя из состояния скважины и условий измерений
1.4. Выводы
2. ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ИНФОРМАЦИЮ О ПЛАСТЕ И СКВАЖИНЕ
2.1. Дроссельный эффект
2.2. Эффект адиабатического расширения и сжатия
2.3. Баротермический эффект в нефтяном пласте
2.4. Тепловое поле с учетом предварительного
* поглощения жидкости пластом
2.5. Температурные эффекты при притоке из пласта газированной
* нефти
2.5.1. Установившееся температурное поле

2.5.2. Баротермический эффект при трехфазной
фильтрации с фазовыми переходами
2.6. Эффект калориметрического смешивания в интервалах притока
2.7. Выводы

3. ТЕМПЕРАТУРНОЕ ПОЛЕ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
* 3.1. Простаивающие скважины
3.1.1. Скважины, простаивающие длительное время
3.1.2. Скважины в ожидании освоения и опробования
3.1.3. Тепловое поле в скважине после перфорации
3.2. В режиме нагнетания жидкости
3.3. В режиме отбора жидкости
3.3.1. При освоении скважины
3.3.2. Температурное поле в ЭЦН скважине после ее пуска
3.4. Вклад различных факторов в распределение
температуры в зумпфе скважины
3.4.1. Адиабатический эффект
* 3.4.2. Теплоотдача от работающего пласта
3.4.3. Естественная тепловая конвекция
* 3.5. Эффект немгновенности регистрации
3.6. Температурные аномалии в интервале
насосно-компрессорных труб
3.6.1. В скважине с ЭЦН
3.6.2. Температурные аномалии вблизи приема (низа) насосно-компрессорных труб
3.7. Температурное поле в скважине после ее остановки
3.8. Выводы
4. ТЕХНОЛОГИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН
4.1. Методика исследований скважин
4.1.1. Выбор интервала исследований
4.1.2. Выбор скорости регистрации термограмм
4.1.3. Регламентирование измерений в скважине
4.1.4. Оформление и оценка качества
зарегистрированных термограмм
4.2. Основные положения интерпретации результатов

термометрии
4.2.1. Диагностика пластов, вскрытых перфорацией
4.2.2. Диагностика технического состояния
скважины
* 4.2.3. Диагностика состояния насосно-подъемного оборудования
4.3. Автоматизированная система для обработки результатов
* геофизических исследований с целью диагностики состояния
скважин и пластов
4.3.1. Требования к автоматизированной системе обработки
данных
4.3.2. Состав и структура интерпретационного
модуля автоматизированной системы
4.4. Выводы
5. ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ТЕМПЕРАТУРНОЙ ДИАГНОСТИКЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
« 5.1. Исследование перфорированных пластов
5.2. Изучение технического состояния скважин
4. 5.3. Контроль работы глубиннонасосного оборудования
5.4. Геофизические исследования при капитальном ремонте скважин
5.5. Опытно-промышленное внедрение технических решений для температурной диагностики состояния нефтяных пластов и
скважин
5.6. Выводы
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ЛИТЕРАТУРА

где е. - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона флюида, К/Па; & можно рассчитать, используя выражение

£ =
1 °Р Р
где Ср - удельная теплоемкость флюида при постоянном давлении; р - плотность; а - коэффициент термического расширения; Т --абсолютная температура. Из (2.2) видно, что е. можно представить в виде двух слагаемых: первое (1/Срр) учитывает разогрев флюида за счет внутреннего трения, второе (- аТ/СрР) - охлаждение флюида в результате расширения при снижении давления по пути движения. Для газов вклад расширения сильнее и они при дросселировании охлаждаются (а < 0), жидкости при стационарном дросселировании нагреваются.
На практике для оценки изменения температуры АТ при конечном перепаде давления АР пользуются выражением
АТ = £ АР, (2.3)

.(Р)®
- интегральный коэффициент Джоуля-Томсона флюида, ДР
- величина депрессии. Для скважинных условий ДР - разность между пластовым и забойным давлениями.
Значение коэффициента Джоуля-Томсона ё зависит от физико-химических свойств фильтрующегося флюида и оно различно для флюидов различных месторождений. Исходя из этого для
определения величины ё нами была создана экспериментальная установка и измерены значения коэффициентов для ряда
месторождений [72,83].
В таблице 2.1 приведены расчетные значения £. и эксперимен-