Диссертация (1173007), страница 12

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 12)

2.13). Процесс тепломассопереноса осуществляется также по моделипредставленной на рисунке 2.3, сначала скважина эксплуатируется 21 час спостоянным дебитом 30 м3/сут, после чего скважину останавливают и формируетсямежпластовый переток дебитом 3м3/сут и 10м3/сут. Термограммы представленычерез 0.7, 6.9 и 69 часов после остановки скважины.

Данная модель показывает, чтоосновное влияние на поведение температуры в стволе скважины оказывает дебитжидкости, а не тепловые свойства, так как в отсутствие влияния потокатермограммы начинают восстанавливаться к геотермическому распределению.Рисунок 2.13 - Результаты моделирования. Термограммы вне интерваловпритока:а, б, в- через 0.7, 6.9 и 69 часов после остановки скважинысоответственно; сплошная линия -(дебит перетока 3м3) , пунктирная линия (дебит перетока 10м3) . Шифр кривых - λп [Вт/(м*К)], TG –геотермограмма71Соответственно по продолжительности наших исследований можно сделатьвывод о том, что на таких этапах погрешность, связанная с неопределенностьютепловых свойств горных пород на оценку сильного влияния оказывать не будет.Результатысопоставлениясвидетельствуют,чтоприотсутствиидостоверных данных о тепловых свойствах, количественная интерпретация носитоценочный характер.

С учетом возможных ошибок в оценке тепловых свойствможно говорить о достоверной оценке профиля притока для пластов, чьи дебитыотличаются в 2-3 раза, что соответствует условиям эксплуатации нашего объектаисследований.2.3.5 Обоснование оптимальных условий проведения исследования(продолжительность, режим отбора и пр.)По результатам моделирования можно сказать, что усовершенствованнаяавторская методика относительной оценки дебита вне интервалов притокаприменима для оценки дебитов пластов в условиях циклической работы скважины.Оптимальные времена работы и остановки скважины должны бытьсопоставимы друг с другом и представлены в таблице 2.1, при выполнении этогоусловия, мы сможем не учитывать предшествующие циклы работы, пренебречьизменениемфоновогополяииспользоватьусловноегеотермическоераспределение температуры в качестве фонового.Для обоснования возможности применения методики автором произведенаоценка влияния: циклической работы скважины, изменяющейся со временемтемпературы притекающего флюида, разный состав и структура притекающегофлюида, неопределенность в тепловых свойствах горных пород и.Переменная температура притекающего флюида вне интервалов притока наотносительную оценку дебита для основных объектов диссертационной работы(менее 30м3/сут) на расстоянии выше 18 м от пласта сильного влияния неоказывает, так как уже через несколько часов мониторинга, как правило, основноевлияние оказывает конвективный тепломассоперенос и существенно превышает72влияние над стабилизацией, протекающих процессов в стволе скважины.

А так какдля таких объектов оценка делается преимущественно выше пласта на 30-40 м, таквлияние данного фактора не станет значимым и составит доли процентов.Влиянием структуры потока при разных типах течения можно пренебречь,так как температура практически одна и та же и определяется суммарнымобъемным расходом движущихся в стволе компонент жидкости. А вот влияниезаполнение ствола скважины при длительных циклах исследований оказалосьдостаточно сильным. Однако, для исследуемого объекта, промежутка времени, закоторые все пласты выходят на режим стабильного отбора и которые являютсяоптимальными для проведения ПГИ, влияние данной погрешности не будетсущественным.Конечно, на данном этапе работы оценен не весь спектр параметров,влияющих на результаты применения усовершенствованной методики, но приоговоренных выше допущениях, можно оценить с достаточной степенью точностиотносительныйвкладпластоввсуммарныйдебит,присопоставимыхпродолжительностях циклов работы и остановки скважины.Исследовавосновныефакторы,которыевлияютнапроцессытепломассопереноса в стволе скважины, и доказав возможность примененияусовершенствованной методики оценки дебитов вне интервалов притока, вследующей части разберем методические погрешности, которые будут влиять напогрешность в оценке вкладов каждого пласта в суммарный приток.2.4Основные методические погрешности оценки дебитов пластовВ данной части проанализируем основные риски ошибок при интерпретациирезультатов термометрии и возможности их снижения.

Возможные ошибкиинтерпретации в интервалах вне работающих пластов можно условно разбить натри группы.В первую группу входят методические погрешности, связанные снесоответствием условий в скважине и принятой интерпретационной модели. В73этом случае расчетное соотношение (1.9) не может адекватно описать поведениетемпературы в стволе. Вторую группу составляют погрешности, связанные снедостоверной информацией о входящих в соотношение (1.9) параметров, которыемы подробно рассмотрели в главе 2.3.4. Результатом совокупного влиянияперечисленных погрешностей – недостоверные оценки величины нормированногокоэффициента теплоотдачи «B».И наконец, последнюю, третью, группу составляют ошибки в определениипараметров, наряду с дебитом определяющих величину параметра «B».2.4.1 Погрешностиколичественнойоценкикоэффициентанормированной теплоотдачиДанный анализ выполнен в предположении, что условия измерений вскважине полностью соответствуют принятой модели интерпретации: стабильныйоднокомпонентный приток, фоновое геотермическое распределение температуры,несущественное изменение по глубине тепловых свойств вмещающей среды.

Вэтих условиях погрешности количественной интерпретации будут связаныисключительно с недостоверным определением параметров, входящих в формулыдля расчетов. Проанализируем структуру погрешностей.При этом анализ будет базироваться на наиболее эффективном имаксимально устойчивом способе, основанном на использовании соотношения(2.14), согласно которому движение жидкости осуществляется снизу-вверх(рисунок 2.14).Вт =тс1 − с2(2.14)где: Sт – площадь, в фиксированном интервале глубин между термограммойи геотермограммой, Тс1 и Тс2 - измеренная температура в подошве и кровле пласта,соответственно.74TГ=TГ0+ГZZTCTГ2Z2TC12TC12TC2TГ2SТZ1TC1TГ1TГ1Z=0TГ0TC0<ТГ0TC0=ТГ0TC0>ТГ0Рисунок 2.14 - Распределение температуры по стволу скважины вне отдающихпластовСогласно принятым на рисунке 2.14 обозначениям запишем(∆Г1 + ∆Г2 )∙ (2 − 1 ) = ̅̅̅̅̅∆Г ∙ ∆2Из 2.14 и 2.16 следует:т ≈Вт =̅̅̅̅̅̅̅̅̅̅∆Г ∙ ∆∆Г ∙ ∆=1 − 2∆12(2.15)(2.16)Согласно (2.14) на результат расчета влияют две измеряемые величины –среднее расстояние между термограммой и геотермограммой ̅̅̅̅̅∆Г в интервалеколичественной интерпретации ∆ и разность отсчетов по термограмме ∆ награницах интервала.Согласно известному подходу теории ошибок абсолютная погрешностьопределения параметра «В»:75(Вт ) = |ВтВт̅̅̅̅̅Г ) + || (∆| (∆12 )̅̅̅̅̅Г∆12∆(2.17)̅̅̅̅̅∆∆Г ∙ ∆̅̅̅̅̅)=(∆Г +(∆12 )2∆12∆12а относительная погрешность оценки этого параметра:̅̅̅̅̅Г ) (∆12 )(Вт ) (∆̅̅̅̅̅Г ) + (∆12 )(Вт ) ==+= (∆̅̅̅̅̅Вт∆12∆Г(2.18)̅̅̅̅̅Г ) и (∆12 ) абсолютные погрешности параметров ̅̅̅̅̅где (∆∆Г и ∆12 , а̅̅̅̅̅Г ) и (∆12 ) – относительные погрешности определения этих параметров.(∆Величину (∆12 ) (разности двух отсчетов по термограмме) можноопределитьнаиболеедостоверно.Фактическиэточувствительностьизмерительного датчика (∆12 ) = ().Относительная погрешность определения этого параметра (∆12 ) будетзависеть от выбранного интервала обработки и его удаленности от глубиныпритока.

Оценим величину погрешности для случая, когда влияния отличия втемпературы поступающего в скважину флюида от геотермической нет (То − Тг.о ) ∙ Вт о ≈ 0. Тогда из соотношения (1.8) следует:∆12 = Г ∙ (2 − 1 ) + Г ∙ В ∙(12) =(∆12 )=121−Вт(−2−Вт );(∆12 )Г ∙ {(2 − 1 ) + ВТ ∙1( −Вт−(2.19).2 −Вт )}(2.20)Результаты оценки погрешности по формуле (2.19) при различныхсоотношениях z/ B, с учетом расстояния до интервала оценки, где - z1 z2границы интервала обработки; z =z2-z1толщина интервала обработки; В величина нормированного коэффициента теплоотдачи в интервале выше всехработающихпластов(соответствующаяпредставлены в таблице 2.3.76суммарномудебитускважины)Таблица 2.3Относительная погрешность (T) при различных соотношениях z/ B, с учетомрасстояния до интервала оценки.Z1BТZ2-Z12001005020105≤2102050801000.080.080.080.080.0850.040.040.040.040.04100.020.020.020.020.02200.010.010.010.010.01300.090.080.080.080.0850.040.040.040.040.04100.020.020.020.020.02200.010.010.010.010.01300.110.090.080.080.0850.050.040.040.040.04100.020.020.020.020.02200.020.010.010.010.01300.170.110.090.080.0850.080.060.040.040.04100.030.030.020.020.02200.020.020.010.010.01300.360.220.120.100.0950.160.100.060.050.05100.060.040.030.020.02200.030.030.020.020.01300.680.400.200.140.1250.290.180.090.070.06100.110.080.040.030.03200.060.050.030.020.02300.550.340.170.120.1050.210.140.080.060.05100.110.080.050.040.03200.110.080.050.040.0330Расчеты выполнены при (T)=0.01К (при изменении величины (T).

Значения(∆12 ) меняются пропорционально.Данные расчёты говорят о том, что методика применима и относительнаяпогрешность при такой оценке не превышает 5%.772.4.2 Отсутствие данных о геотермической температуре, тепловыхсвойствах флюида и вмещающих пород̅̅̅̅̅Г ) оценки отличия температуры вОтносительную погрешность (∆скважине от геотермической можно оценить из следующих соображений.Идеальными для определения геотермической температуры являютсяусловия, когда перед исследованиями для оценки профиля притока скважинадлительно простаивает, причем межпластовые перетоки отсутствуют. В этомслучае достаточно выполнить измерения по стволу перед запуском скважины.

Нотакие условия крайне редки, а в условиях интенсивно эксплуатируемогоместорождения практически исключены, что соответствует исследуемому объекту.Рассмотрим случай, который встречается гораздо чаще. Геотермическаятемпература ТГ определяется в интервале ствола, где влияния эксплуатациипрактически нет (в зумпфе), а затем экстраполируется в пределы продуктивнойтолщи.Рассмотрим два наиболее реальных для практической реализации вариантарешения этой задачи.Особенность первого варианта в том, что в зумпфе есть интервал [Z1, Z2], гдеможно с некоторой погрешностью определить не только геотермическуютемпературу на некоторой глубине, но и ее градиент.

Диапазон неопределенностипри оценке этих параметров характеризуется двумя предельными положениямигеотермограммы ТГ1=ТГ(Z12)+Г1(Z-Z12) и ТГ2=ТГ(Z12)+Г2(Z-Z12). Точность оценкизависит от чувствительности термометра (Т) и длины зумпфа Z1-Z2 (рисунок 2.15).78ZTГ=TГ0+ГZTСTГZTГ1(Z)TГ(Z) TГ2(Z)(TГ1)TС(Z)(TГ2)TГ2TГ1Z=0TГ0TГ(Z1)+(T)TГ(Z1)-(T)Z1TГ(Z1)Z12=(Z1+Z2)/2TГ(Z12)TГ(Z2)Z2TГ(Z2)-(T)TГ(Z2)+(T)Рисунок 2.15 - Распределение температуры по стволу скважины внеработающих пластов. Оценка погрешности определения положениягеотермограммы, при возможности определения в зумпфе геотермическогоградиентаЗначения Г1 и Г2 можно определить из соотношений:Г1 =Г (2 ) − Г (1 ) + 2 ∙ ()2 ∙ ()=Г+,1 − 21 − 2Г (2 ) − Г (1 ) − 2 ∙ ()2 ∙ ()Г2 ==Г−.1 − 21 − 2(2.21)Значения истинной геотермической температуры на глубине Z: ТГ(Z), и ееоценки снизу и сверху ТГ1(Z) и ТГ2(Z) описываются соотношениями:ТГ () = ТГ0 − Г,Г1 () = Г (12 ) − Г1 ( − 12 ) = ТГ () − 2 ∙ () ∙( − 12 ),1 − 2Г2 () = Г (12 ) − Г2 ( − 12 ) = ТГ () + 2 ∙ () ∙( − 12 )1 − 279(2.22)Абсолютная погрешность (ТГ ) оценки геотермической температуры напроизвольной глубине Z:(ТГ1 ) = ТГ () − ТГ1 ()(ТГ2 ) = ТГ2 () − ТГ ()|(ТГ1 )| = |(ТГ2 )| = (ТГ ) = 2 ∙ () ∙( − 12 )1 − 2(2.23)( − 21 + ∆)∆Погрешность определения отличия температуры в действующей скважине от= () ∙геотермической:( − 21 + 2∆)∆Относительная погрешность оценки этого параметра:̅̅̅̅̅Г ) = |(ТГ ) + ()| = ± () ∙(∆̅̅̅̅̅Г ) =(∆(2.24)̅̅̅̅̅Г )( − 21 + 2∆)(∆= () ∙−̅̅̅̅̅∆Г∆ ∙ ГВ ∙ (1 − ⁄ )(2.25)Результаты оценки погрешности по формуле 2.25 представлены в таблице2.4-2.6 они отражают долю относительную погрешности σ(∆T12 ) оценкинормированного коэффициента теплоотдачи (B), связанныe.

с чувствительностьютермометра (T).Таблица 2.4Доля σ(∆T12 ) относительной погрешности оценки нормированного коэффициентатеплоотдачи B=10.σΔZBZZ131030101030.030.020.02100.010.010.01300.120.020.001000.490.130.033030.050.020.01100.030.020.0180300.040.010.011000.290.080.0210030.170.060.03100.140.050.02300.080.030.021000.160.040.01Таблица 2.5Доля σ(∆T12 ) относительной погрешности оценки нормированного коэффициентатеплоотдачи B=30.σΔZBZZ131030301030.020.010.01100.010.010.01300.090.020.001000.360.100.033030.030.010.01100.010.010.01300.020.000.001000.140.040.0110030.060.020.01100.050.020.01300.030.010.011000.050.010.00Таблица 2.6Доля σ(∆T12 ) относительной погрешности оценки нормированного коэффициентатеплоотдачи B=100.σΔZBZZ1310301001030.020.010.01100.010.010.01300.080.020.001000.320.090.023030.020.010.01100.010.010.00300.020.000.001000.110.030.0110030.030.010.00100.020.010.00300.010.000.001000.020.010.00Результаты показывают нам, что погрешность не превышает 5%, поэтомуприменение данной методики возможно.Второй вариант определения положения геотермограммы соответствуетслучаю, когда зумпф очень короткий: геотермическую температуру определить вего пределах можно, а градиент уже нет.

Характеристики

Список файлов диссертации