Диссертация (1173007), страница 11
Текст из файла (страница 11)
Причем эта проблема далеко невсегда связана с ограниченными возможностями современной регистрирующейаппаратуры, а заложена в самой физике процессов тепломассопереноса.Следующимпунктомдляопределенияграницивозможностейприменимости усовершенствованной методики было определение влияния составапритока и его структуры движения по стволу. Поэтому для понимания, влияниекаких процессов будет преобладающим, а какими можно пренебречь, создадиммодель тепломассопереноса, соответствующую предельным ситуациям, когдавлияние изучаемого фактора наиболее ярко выражено.64И для начала определим влияние структуры потока течения двухфазнойсмеси: воды и нефти. С этой точки зрения сравним две предельные ситуации,связанные с влиянием потока в стволе: ламинарное и турбулентное течение. Воснову моделей (рис.2.9) положим следующие допущения.При ламинарном течении потоки легкой (нефть) и тяжелой (вода) фазыпротекают параллельно друг другу с разными скоростями, не смешиваясь (рис.2.9а).Границыобластей,вкоторыхдвижутсяфазы–коаксиальныецилиндрические поверхности.
Нефть движется по внутренней области (r<ro), водапо внешней (ro <r<ro+w) с разными дебитами и скоростями. Теплоперенос посечению ствола осуществляется исключительно кондуктивным способом.Моделирование осуществляется методом последовательных прогонок по радиусуи глубине (уравнения 2.12), с разными соотношениями скоростей, которыеопределяются по формуле 2.13 отдельно для каждой фазы: =(2.13)При турбулентном течении смесь воды и нефти характеризуется теми жедебитами компонент, но движутся они с одной и той же скоростью (рис.2.9б),выравнивание температуры происходит по сечению в пределах радиуса движенияпотока ro+w и считается неизменной. При моделировании использовалисьсоотношения скоростей Vнефти/ Vводы= 2÷5.65Рисунок 2.9 - Модель тепломассопереноса в стволе действующей скважины винтервалах вне работающих пластов.
а) ламинарное течение, б) турбулентноетечениеРассмотрим результаты моделирования при стабильной работе скважины,при временах, соответствующих циклам исследований в эксплуатационныхскважинах. На рис.2.10 (а, б) сопоставлены термограммы, для различных периодов,прошедшего после запуска скважины. Они иллюстрируют движение двухфазнойжидкости суммарным объемным расходом 30 м3/сут, в соотношении дебита нефтии воды 50/50%, Vнефти/ Vводы= 2, а – при ламинарном течении, б – при турбулентномтечении.Анализ результатов моделирования, при разных соотношениях скоростей(2÷5) показывает, что температура на стенке скважины при разных типах теченияпрактически одна и та же, и определяется суммарным объемным расходомжидкости, о чем свидетельствует сопоставление термограмм, представленных нарисунке 2.10.66Рисунок 2.10 - Результаты моделирования. Термограммы, cформированныепритоком.
Шифр кривых - время после запуска (час), TG –геотермограмма, а –ламинарное течение, б – турбулентное течениеДанная закономерность в поведении температуры наблюдается во всемдиапазоне анализируемых дебитов скважин (в соответствие с чувствительностьюнаших методов к определению дебита), при различном соотношении в составепритока воды и нефти и реалистичных соотношений скоростей движущих фаз.Таким образом, при оценке дебита можно не учитывать структуру потока течения,так как на оценку дебита режим течения влияния не оказывает, а основойформирования температурных аномалий является суммарный объемный расход.Эксплуатационные скважины работают с разной степенью обводненностипродукции,поэтомуследующейважнойзадачейдляпримененияусовершенствованной методики оценки дебита являлось корректность оценки приразличных соотношениях в притоке воды и нефти.
Для решения этой задачи былсмоделирован процесс формирования поля температур при разной обводненностипродукции.На рисунке 2.11 представлены результаты моделирования процессатепломассопереноса после запуска скважины через 10, 30 и 100 часов, притурбулентном течении смеси воды и нефти с разной степенью обводненности от 067до 100%, с суммарным дебитом (а, б, в - 3м3/сут; г, д, е – 30 м3/сут). Зависимостьтемпературы от соотношения долей воды и нефти в потоке имеет подчиненноезначение.Рисунок 2.11 – Результаты моделирования. Термограммы, cформированныепритоком: а, б, в – дебит 3м3/сут, г, д, е – дебит 30м3/сут.
Шифр кривых обводненность в %, TG –геотермограммаРезультаты показали, что при малых временах работы скважины составпритока не влияет на показания термограмм. Влияние заполнения сказываетсяпосле десяти часов работы скважины, но даже с учетом отличия свойств воды инефти и их смеси, разность температур при больших (до 100м3/сут) и маленькихдебитах (3м3/сут) не превышает 0.4⁰С. Рисунок 2.11 иллюстрирует, чтопреобладающее влияние на поведение температуры в стволе оказывает суммарныйобъемный расход компонент (то есть базовый параметр, являющийся основнойцелью количественной интерпретации термограммы). В таблице 2.2 приведенысредние разности температур в соответствии с изменением степени обводненности68продукции в интервале глубин от 40 до 90м, которые характерны для оценкиобъемных расходом на основном объекте исследования диссертационной работы.Таблица 2.2Разность температуры при различной степени обводненности продукцииОбводненность, %0-3030-5050 -7070-100Дебит притока1 ÷ 3 м /сут3 ÷ 10 м3/сут10 ÷ 30 м3/сутИзменение температуры с увеличением обводненностипродукции0.0560.0490.0490.030.0330.0250.0420.030.020.0560.050.0273Видно, что разница температур составляет сотые доли градуса с увеличениемобводненности, при граничных значениях нефть- вода для дебитов менее 30м3/сутне превышает 0.12.
Для проведения анализа влияния обводненности продукции,рассматривались времена циклов исследований и дебиты продукции, а такжесоотношение в притоке воды и нефти, соответствующие реальным исследованиямнапромысле.Модельноеполетемператур,сформированнонафонегеотермического распределения.Результаты моделирования показывают, что погрешностью связанной ссоставом притока при количественной оценке дебита можно пренебречь, так какона так как она не будет превышать 5%.2.3.4 Неопределенности в тепловых свойствах горных пород изаполняющего флюидаКак известно разрез, который вскрывает скважина, не однороден политологическому составу.
Существующая модель считает, что тепловые свойства,вскрываемых скважиной горных пород одинаковые, хотя в реальности разрезгорных пород не имеет одинаковых свойств и разнообразен, поэтому он оказываетвлияние на распределение температуры. Соответственно, данная неопределенность69сказывается на относительной оценке дебита и вносит дополнительнуюпогрешность.Поэтомуследующимпунктомдляопределенияграницприменимости усовершенствованной методики было оценить влияние, связанное снеопределенностью тепловых свойств вмещающих пород.Для моделирования были взяты граничные значения тепловых свойствгорных пород 0.7, 2.5 и среднее значение теплопроводности 1.5 (для неколлекторов) [95]. На рисунке 2.12 сопоставлены термограммы, полученные дляхарактерногодиапазоназначенийтеплопроводностигорныхпородприформировании температур по модели представленной на рисунке 2.3, сначаласкважина эксплуатируется 21 час с постоянным дебитом 30 м3/сут, после чегоскважину останавливают и формируется межпластовый переток дебитом 3м3/сут.Термограммы представлены через 0.7, 6.9 и 69 часов после остановки скважины.Рисунок 2.12 – Результаты моделирования.
Термограммы вне интерваловпритока: а, б, в - через 0.7, 6.9 и 69 часов соответственно; сплошная линия Cж=2500[Дж/(кг*К)], пунктирная линия - Cж=4200[Дж/(кг*К). Шифр кривыхλп [Вт/(м*К)], TG –геотермограммаДействительно, тепловые свойства горных пород в зависимости отраспределения различаются, но вследствие того, что мы знаем литологическоерасчленение по ГИС и для основных объектов диссертационной работы они70достаточно близкие то, неопределённость значительно уменьшается, и становится,возможно, применение модифицированной методики.Так же на рисунке представлены результаты моделирования при разномзаполнении ствола, взяты параметры чистой нефти и воды, по ним видно, чтосвойства заполнителя, а именно воды и нефти, имеют хорошую сходимость, чтоподтверждает сделанные выводы главы 2.3.3.Следующая модель показывает, как ведет себя термометрия при различныхтепловых свойствах вмещающих пород при небольшой интенсивности перетока(рис.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
