Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Изучение заколонных перетоков в скважинах подземных газохранилищ с использованием нестационарной термометрии

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Изучение заколонных перетоков в скважинах подземных газохранилищ с использованием нестационарной термометрии"

#

с^ На правах рукописи

✓

КУЛЬГАВЫЙ Игорь Александрович

ИЗУЧЕНИЕ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В СКВАЖИНАХ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ТЕРМОМЕТРИИ

04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 1998г.

Работа выполнена в Дочернем Открытом Акционерном Обществе "Газпромгеофизика" Российского Акционерного Общества "Газпром".

Научный руководитель : кандидат технических наук

Кременецкий М.И. Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Неретин В. Д.

кандидат технических наук Буевич A.C.

Ведущее предприятие : Башкирский Государственный университет.

Защита диссертации состоится "10" июня 1998г. в 11 часов 30 минут на заседании специализированного совета Д. 169.13.01 по защите диссертаций при научно-производственном предприятии по геофизическим работам, строительству и заканчиванию скважины ОАО Hi 111 "ГЕРС". Адрес : 170034 , г. Тверь, проспект Чайковского, дом 28/2, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке при НПЦ "Тверьгеофизика".

Автореферат разослан " &" мая 1998 г.

Ученый секретарь

специлизированного совета, д.т.н., профессор

Фионов А.И.

ОБШАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают оптимальный режим работы системы газоснабжения, сглаживая проблемы, связанные с существенной сезонной неравномерностью потребления газа.

Одним из приоритетных направлений научно-практической деятельности в области ПХГ РАО "Газпром" считает новые методы диагностики технического состояния скважин и технологии капитального ремонта в целях обеспечения их безопасной эксплуатации1.

К важнейшим задачам контроля за эксплуатацией ПХГ относятся выявление и оценка интенсивности заколонных перетоков газа из пласта объекта хранения.

Для непосредственного выявления перетоков газа по заколонному пространству во время исследований можно использовать термические, радиоактивные и акустические методы. Термометрия - наиболее распространенный и информативный метод по выявлению заколонных перетоков газа. Однако известные методики решения этой задачи не всегда достаточно эффективны и нуждаются в дальнейшем совершенствовании, что в первую очередь связано со сложным характером теплового поля в интервале заколонного движения, разнообразием проявления температурных эффектов в скважине, различием в условиях проведения измерений. Все это приводит к неоднозначности интерпретации термограмм.

Следовательно, для повышения возможностей термометрии большое значение приобретает теоретический анализ тепловых полей и разрабатываемые на его основе новые методологические и технологические приемы контроля за эксплуатацией ПХГ.

Цель и задачи работы. Целью диссертации является разработка новых технологий и методик нестационарной термометрии для изучения

1 "Решение научно-практического семинара в области подземного хранения газа на тему "Опыт создания и эксплуатации подземных хранилищ газа РАО "Газпром", проблемные вопросы и перспектива их развития до 2030 года".

заколонных перетоков в скважинах подземных газохранилищ и их опробование на результатах исследований.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе

решаются следующие задачи:

1. Выбор физической и математической модели теплообмена в интервале заколонного перетока в условиях многоцикличной работы скважины ПХГ.

2. Обоснование условий применимости критериев выявления перетоков по данным термометрии на основе теоретического анализа особенностей распределения температуры в стволе простаивающей после эксплуатации скважины в интервале заколонного перетока.

3. Разработка методик по выявлению и оценке заколонных перетоков газа в простаивающей после эксплуатации скважине.

4. Проведение опробования методик на результатах моделирования перетока в скважинах ПХГ и термических исследований скважин.

Научная новизна.

1. На основании теоретических исследований установлены основные закономерности поведения фонового (без влияния перетока) нестационарного теплового поля в скважинах ПХГ с учетом :

• тепловых свойств заполнителей ствола и горных пород;

• режима работы скважины (продолжительности периодов ее эксплуатации и последующих простоев);

• технологии подготовки исследований (предварительная закачка газа по НКТ или затрубью НКТ).

2. На основании теоретических исследований установлены основные закономерности поведения нестационарного поля перетока в скважинах ПХГ с учетом:

• размера канала перетока и его местоположения в заколонном пространстве скважины;

• времени возникновения заколонного движения;

• интенсивности заколонного движения;

• технологии воздействия на скважину;

• нестационарности поведения пласта.

3. Классификация основных факторов помех, определяющих информативность выявления и оценки интенсивности заколонных перетоков :

• утечка газа через сальник лубрикатора;

• искажающее влияние геологических факторов или особенностей конструкции скважины;

• неверный выбор интервала для определения интенсивности перетока и др.

4. На основании теоретических исследований определены условия применимости следующих признаков обнаружения заколонного движения с учетом факторов помех:

• Характерное экспоненциальное изменение температуры в подошве покрышки, наблюдающееся с увеличением простоя скважины на все больших расстояниях от пласта-объекта хранения газа.

• Инверсия темпа изменения температуры во времени вблизи пласта объекта хранения газа при малой продолжительности эксплуатации скважины и высокой интенсивности перетока.

• Ассиметричная форма температурной аномалии, соответствующая отличающимся по тепловым свойствам интервалам. В пределах этих интервалов наблюдается резкое расхождение в форме температурных кривых в простаивающей после эксплуатации скважине и термограмм ОЦК.

5. На базе условий применимости признаков обнаружения заколонного движения обоснована методика выявления и оценки интенсивности заколонных перетоков в скважинах ПХГ посредством регистрации серии разновременных замеров температуры:

• после эксплуатации по НКТ;

• после закачки по затрубью НКТ.

6. На основе теоретических исследований, классификации помех и промысловых экспериментов созданы приемы получения и обработки избыточной информации, исключающие из интерпретации некачественные замеры температуры.

7. По теоретическим исследованиям обоснована возможность выявления и оценки заколонного перетока путем локального прогрева участка ствола

искусственным обогревателем. Предложена методика количественной оценки перетока и определения местоположения канала перетока в за-колонном пространстве скважины.

Основные защищаемые результаты.

1. Критерии применимости информативных признаков выявления и оценки заколонных перетоков в условиях существенной нестационарности теплового поля в скважине ПХГ и возможной недостоверности исходной информации.

2. Технологии и методики нестационарных термических исследований скважин ПХГ на переток, которые используют воздействие на скважину путем закачки газа или локального прогрева ствола искусственным нагревателем.

3. Алгоритм и программа для выявления и оценки интенсивности заколон-ного перетока с учетом многообразия факторов, формирующих тепловое поле скважины подземного газохранилища.

Практическая ценность. Разработанные в диссертации методики позволяют выявлять интервалы заколонных перетоков газа и оценивать их интенсивность непосредственно после остановки скважин, что значительно расширяет количество исследуемых скважин на переток, сокращает время исследований и повышает их достоверность. Оценка интенсивности производится по программе, учитывающей конкретные условия проведения исследований.

Реализация результатов работы. Разработанные в диссертации методики опробованы на опытных и производственных материалах термических исследований скважин Инчукалнского, Калужского, Красно-Партизанского, Осиповичского и Северо-Ставропольского ПХГ.

Для применения разработанных технологий исследований скважин на перетоки и методик интерпретации ДОАО "Газпромгеофизика" РАО "Газпром" передан "Регламент по применению нестационарной термометрии при изучении герметичности заколонного пространства скважин подземных хранилищ газа".

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на семинарах кафедры ГИС ГАНГ (Москва, 1984,1986 гг.), на НТС ДОАО "Газпромгеофизика" (Москва, 1997 г.).

Важнейшие положения работы изложены в отчетах отраслевой лаборатории геотермии ГАНГ им И.М. Губкина за 1982, 1985, 1988, 1990, 1991, 1992 гг.

Публикации. Содержание основных разделов работы изложено в 10 печатных работах и 1 авторском свидетельстве.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Общий объем работы 112 страниц и включает список литературы (121 наименование), 54 рисунка и 2 таблицы.

Диссертационная работа начата автором в 1982 г. на кафедре ГИС ГАНГ им. И.М.Губкина, а начиная с 1996 г. выполнялась в ДОАО "Газпромгеофизика".

Особую признательность автор выражает научному руководителю работы кт.н. Кременецкому М.И., с которым выполнены совместные работы по постановке задач и основным методологическим положениям, коллективам кафедры ГИС ГАНГ им. И.М.Губкина и ДОАО "Газпром-геофизика" за консультации и помощь в выполнении данной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Изучение заколонных перетоков по термометрии было бы невозможно без опоры на работы основоположников теории и интерпретации термометрии при контроле за разработкой месторождений нефти и газа В.Н.Дахнова и Д.И.Дьяконова, на работы в теории тепломассопереноса и гидродинамики Г.Карслоу, А.В.Лыкова, М.А.Пудовкина, И.А.Чарного, Э.Б.Чекалюка, Г.АЛеременского ,на работы по изучению особенностей теплового поля в различных типах скважин Я.Н.Басина, Р.А.Валиуллина, М.И.Кременецкого, А.И.Маркова, В.В.Масленникова, Н.Н.Непримерова, Ю.М.Проселкова, В.П.Петрова, А.И. Филиппова и др.

На их базе появилось множество методик по изучению перетоков, разработанных Я.Н.Басиным А.С.Буевичем, Р.А.Валиуллиным, К.В.Виноградовым, П.М.Даутосом, И.Л.Дворкиным, М.И.Кременецкий, А.Г.Козловским, В.Ф.Назаровым, Л.З.Позиным, А.И.Филипповым и др.. Традиционно большинство методик относится к нефтяным скважинам.

В первой главе диссертационной работы дан анализ информативности термометрии по выявлению и оценке заколонных перетоков газа в

скважинах с естественным, квазистационарным и нестационарным распределением температуры.

Наиболее детально изучение перетоков в скважинах с геотермическим распределением температуры описано в работах Кременецкого М.И.

Выявление перетока основано на сопоставлении температуры в скважине с фоновой. Количественная оценка проводится по величине аномалии температуры в интервале перетока (степени отличия термограммы от фоновой). Аномалии температуры в интервале перетока формирует, в основном, перенос теплоты перетекающим флюидом. При оценке дебита перетока величину аномалии сравнивают с расчетной. Из-за отсутствия достоверной информации о параметрах, определяющих интенсивность теплообмена скважины (в первую очередь, о тепловых свойствах горных пород и заполнителя ствола), получают лишь верхнюю и нижнюю оценку дебита, закладывая в расчеты максимально возможный в условиях исследуемой скважины диапазон изменения неизвестных параметров.

К.В.Виноградов показал, что все сказанное выше справедливо и для перетоков в кратковременно простаивающих эксплуатируемых скважинах. Но в этом случае фоновым является уже не геотермическое распределение температуры, а тепловое поле, сформировавшееся при предшествующих исследованиям циклах эксплуатации. Закономерности формирования температурных аномалий при этом не меняются. Но поскольку получить информацию о фоновом температурном поле в интервале перетока нельзя, однозначно судить о движении газа за колонной становится сложным. Так, в частности, происходит при малодебитных перетоках, если формы термограммы в отсутствии и при заколонном движении сходны. Тогда одиночный термозамер перестает быть информативным.

Практика эксплуатации ПХГ показывает, что малодебитные зако-лонные перетоки флюидов чаще всего имеют место в эксплуатируемых нагнетательных скважинах. В этом случае для выявления перетоков можно воспользоваться закономерностями изменения искусственного нестационарного теплового поля. Однако четкие и однозначные критерии выявления перетоков применительно к этому случаю отсутствуют, что связано со сложным характером теплообмена в остановленных скважинах, обуслов-

ленным одновременным влиянием на температурное поле большого числа факторов.

Во второй главе определены условия применимости признаков выявления перетоков по данным термометрии в простаивающих после эксплуатации скважинах.

Анализ процессов, формирующих тепловое поле в эксплуатационных скважинах подземных хранилищах газа, а также работы по исследованию процессов теплообмена в эксплуатационных скважинах позволил выделить рад факторов, воздействие которых на температурное поле наиболее ощутимо . К ним относятся :

• режим работы скважины ( продолжительность периодов ее эксплуатации и последующих простоев);

• время возникновения заколонного движения;

• интенсивность заколонного движения;

• тепловые свойства заполнителей ствола и окружающих горных пород;

• характер фонового распределения температуры, существовавшего до начала цикла исследований;

• размеры канала перетока и его местоположение в заколонном пространстве скважины.

Влияние этих факторов было изучено на математической модели тепломассопереноса в скважине, предложенной М.И.Кременецким, в основу которой положено численное конечно-разностное решение системы дифференциальных уравнений конвективного теплопереноса (для канала перетока и внутриколонного пространства) и теплопроводности в неоднородной среде, состоящей из совокупности коаксиально-цилиндрических (трубы, внутри и межтрубные пространства, канал перетока и породы) и плоскопараллельных слоев (пласты) при граничных условиях IV рода.

Анализ особенностей теплообмена в скважинах позволил выявить ряд критериев обнаружения интервалов заколонного движения : 1. Характерное экспоненциальное изменение температуры в подошве покрышки, наблюдающееся с увеличением простоя скважины на все больших расстояниях от пласта-объекга хранения газа.

2. Инверсия темпа изменения температуры во времени вблизи пласта объекта хранения газа при малой продолжительности эксплуатации скважины и высокой интенсивности перетока.

3. Ассиметричная форма температурной аномалии, соответствующая отличающимся по тепловым свойствам интервалам. В пределах этих интервалов наблюдается резкое расхождение в форме температурных кривых в простаивающей после эксплуатации скважине и термограмм ОЦК.

Для того, чтобы перечисленные признаки могли быть положены в основу методики интерпретации данных термометрии, необходимо выяснить, насколько они различимы на фоне других факторов, воздействующих на тепловое поле. В первую очередь, нужно выявить и исключить из рассмотрения факторы, незначительно влияющие на температуру в скважине. К ним относятся размер канала перетока, местоположение канала в зако-лонном пространстве. Отсутствие при интерпретации данных об этих факторах позволяет уверенно различать перетоки, отличающиеся по объемному расходу в два раза. Вне зависимости от размеров и расположения канала на термограммах сохраняются все характерные при заколонном движении особенности.

Воздействие ряда других факторов приводит к существенному изменению температуры в скважине, но специфично и поэтому легко отличимо. К таким факторам следует отнести различия в тепловых свойствах заполнителей ствола скважины и горных пород. В частности, если тепловые свойства изменяются только в радиальном направлении, они воздействуют в основном на фоновую температуру, обуславливающую, как уже отмечалось выше, расформирование зоны нарушения температуры, которая образовалась при эксплуатации скважины. Качественный признак перетока -экспоненциальное изменение температуры с глубиной сохраняется, но возможна ошибка в оценке интенсивности заколонного движения ( в 2-3 раза, если данных о тепловых свойствах нет, и в 1,2-1,5 раза, если свойства определены с погрешностью 30-50 %).

Все перечисленные закономерности выявлены для так называемой одноцикличной работы скважины, включающей непрерывный этап эксплуатации и непосредственно следующий за ним период простоя. При этом

считается, что к началу цикла в стволе существует геотермическое распределение температуры. Реальная ситуация гораздо сложнее. При работе газохранилища циклы многократно повторяются. В первую очередь это связано с сезонностью его эксплуатации. В теплое время года газ закачивается, а в холодное отбирается. Между закачкой и отбором, в так называемый нейтральный период, скважины простаивают. Технология эксплуатации газохранилища разбивает крупные сезонные циклы на более мелкие : как в период закачки гак и отбора, работа отдельных скважин по разным причинам прерывается.

Таким образом, в работе скважин могут встретиться самые разнообразные сочетания длительностей циклов. Заколонное движение может возникнуть или прекратиться в процессе любого из них. Поэтому наличие на термограммах характерных для заколонного движения аномалий еще не свидетельствует о перетоке. Это может быть и остаточным эффектом процессов, происходивших в предшествующие циклы эксплуатации скважины.

Однако особенности термограмм, специфичные для заколонного движения, сохраняются и в случае схожести фонового поля с переточным. Они лишь скрыты для визуального наблюдения неблагоприятным ходом фоновой температуры. Чтобы убедиться в этом, достаточно пронормировать термограммы с помощью разностного параметра Т,-Т2

е=-,

т3-т4

где Т10 = 1 + 4) -температуры, снятые на одной и той же глубине с различных термозамеров, отличающихся временем простоя скважины после окончания ее эксплуатации.

На базе совокупности условий применимости критериев выявления перетоков и теоретической модели теплового поля в третьей главе диссертационной работы созданы основы двух методик выявления и оценки интенсивности заколонных перетоков газа по нестационарным термическим исследованиям в простаивающих после эксплуатации скважинах ПХГ.

В первой методике закачку газа производят по затрубью НКТ для создания условий, когда аномалии перетекающего газа интенсивно растут

во время исследований. В этом случае уже при длительности закачки, превышающей сутки, температура за пределами обсадной колонны становится такой, как если бы перетока не существовало. Поэтому после остановки скважины аномалии перетока начинают расти, что отражается на кривых изменения относительной температуры 9 с расстоянием от пласта-объекта подземного хранения газа. Закачка должна продолжаться не менее 1-2 суток. Большая длительность допускается, но необходимости в этом нет, поскольку характер изменения значений 0 с глубиной перестает зависеть от ее длительности.

Для методики, использующий закачку газа по межгрубью НКТ, применение относительной температуры 0 становится обязательным элементом интерпретации из-за невозможности получения фоновой термограммы (без влияния перетока). Для построения параметра 0 необходима регистрация как минимум трех термограмм после прекращения закачки газа. Параметр 0 вблизи от пласта-источника перетекающего газа имеет характерную экспоненциальную форму, переходящею практически в вертикальную линию в удаленном от пласта интервале, где воздействие перетока практически не ощущается.

Достоверность оценки дебита перетока определяется точностью основных исходных параметров. Среди прочих следует выделить параметры, сведения о которых неточны или вообще отсутствуют. К их числу относятся тепловые свойства заполнителя заколонного пространства, горных пород, размеры и форма канала перетока, его местоположение в заколонном пространстве. Отсутствие информации о перечисленных параметрах фактически исключает точное определение дебита перетока. Возможна лишь его верхняя и нижняя оценка с использованием предельных значений параметров в диапазоне их максимально возможного изменения в условиях скважины. Возможность такой оценки показывают расчеты, по результатам которых видно, что изменение значений 0 в связи с изменением дебита больше, чем из-за неопределенности исходных данных.

Дебит О может быть оценен по значению 0 на фиксированной глубине. Каждой глубине соответствует некоторый ограниченный диапазон дебитов, где точность их оценки максимальна. Соответственно, для каждо-

го дебита можно указать глубину, где воздействие перетока наиболее рельефно выделяется на фоне помех.

Оптимальное удаление от кровли пласта-объекта закачки газа, где аномалия перетока максимальна и наиболее интенсивно меняется во времени, определяется эмпирической формулой

г0„ = 6(2,

где О - дебит перетока в 103 н м3/сутки.

Более удобен для определения дебита средний наклон зависимости 9 = 1"(г) вблизи кровли пласта-объекта закачки. Удобство такого подхода состоит в возможности определить дебит перетока, не оценивая предварительно его порядок для выбора оптимальной глубины.

В качестве исходных данных для интерпретации можно использовать либо термограммы в простаивающей скважине, либо значения температуры на фиксированной глубине для различных времен (кривую восстановления температур - КВТ). Последние - это или отсчеты с термограмм, или результаты специальных исследований, когда термометр находится на заданной глубине. Такие исследования требуют дополнительных затрат времени, менее информативны, но необходимы, если нет уверенности, что при регистрации термограмм обеспечивается герметичность сальника лубрикатора.

Оптимальный выбор времен регистрации температуры обеспечивает наблюдение аномалий перетекаемого газа в период наибольшей рельефности. Измерения проводятся непосредственно после остановки скважины, когда темп изменения температуры во времени максимален. Для обеспечения наибольшего отличия между замерами по температуре они проводятся через примерно равные отрезки времени по логарифмической шкале.

Исходя из анализа материалов расчетов для различных сочетаний времен регистрации термограмм, были подобраны следующие критерии выбора времен - первый замер через Х\=1,5-2 часа, второй через т2=2-2,5ть третий через ху= 10-24 часа.

В большинстве случаев температура поступающего в канал перетока газа не зависит от времени. Закачиваемый газ насыщает пласт-объект хранения и в прискважинной зоне пласта образуется обширная зона нарушения естественной температуры. Температура здесь близка к температуре

закачиваемого газа и практически одинакова как в действующей, так и в остановленной скважине. Но встречаются исключения.

Расчетами установлено, что количественная интерпретация термограмм возможна, если изменение температуры пласта в процессе цикла исследований не превышает 0,2ДТ (АТ - разность между температурой закачиваемого газа и первоначальной температурой пласта-объекта хранения). В указанном диапазоне значений ДТ точность количественной оценки дебита перетока можно повысить, если перед расчетом значений 0 термограммы совмещаются на глубине предполагаемого поступления газа в канал перетока.

Обычно значения температуры закачиваемого в пласт и поступающего в канал перетока газа близки. Эта закономерность чаще всего нарушается тогда, когда перфорирована только нижняя часть пласта-объекта хранения, а газ в канал перетока поступает из кровельной части пласта. Расчеты показывают, что указанный фактор практически не влияет на достоверность интерпретации термограмм, если температура закачиваемого в пласт газа больше первоначальной. В противном случае наблюдаются сильные искажения в поведении относительной температуры. Эти искажения - дополнительный признак заколонного движения. Но при их наличии количественная обработка термограмм исключена.

К сожалению область применения методики, использующей закачку газа по затрубью НКТ, ограничена, так как не всегда удается обеспечить закачку газа по затрубью НКТ, а при наличии пакера это невозможно. Выходом из данной ситуации является разработка второй методики, использующей закачку газа по НКТ.

Методика реализуется путем цикличной работы скважины. Схематично она выглядит следующим образом. В процессе закачки поглощающий пласт может быть нагрет или охлажден. После прекращения закачки ствол остывает (нагревается), одновременно происходит прогрев (охлаждение) покрышки газом, поступающим в канал перетока из пласта-объекта хранения, и выше пласта аномально меняется температура. Но однозначно выявить переток по аномалии нельзя, поскольку изменение может быть связано не только с заколонным перетоком, но и характером фонового

теплового поля, обусловленного предысторией работы скважины. То есть нужна дополнительная информация о фоновом поле.

Для этого нужно вводить такие дополнительные технологические операции, которые позволили бы использовать одну из регистрируемых в скважине термограмм (несмотря на то, что на нее влияет переток) как фоновую. С этой целью необходим повторный цикл закачки. Первый цикл используется для получения фоновой термограммы. Остановка существенно ослабляет влияние предшествующей закачки и приводит к стабилизации температуры. Поэтому полученный во время этой остановки замер является фоновым для формирующихся впоследствии аномалий перетока. Чтобы спровоцировать их возникновение, при повторной закачке существенно изменяют по сравнению с фоновой температуру пласта, а значит и температуру поступающего в канал перетока газа. Этого добиваются, регулируя температуру закачиваемого газа или дебит закачки. Газ с отличной от фоновой температурой поступает в заколонное пространство и изменяет температуру в подошве покрышки, причем тем сильнее, чем больше дебит перетока.

Закачка проводится по НКТ, поскольку теплоизолирующая прослойка газа в межтрубном пространстве препятствует нагреву (охлаждению) горных пород закачиваемым газом. Время закачки изменяется от нескольких десятков минут до нескольких часов и уточняется экспериментально для условий конкретного ПХГ. После прекращения закачки в отсутствии перетока ввиду того, что нагреты (охлаждены) только пласт и ствол скважины, ствол выше пласта быстро примет фоновую температуру.

О наличии перетока судят по несовпадению фоновой термограммы и термограммы в процессе простоя после повторной закачки. По величине расхождения между термограммами оценивают интенсивность перетока.

Полученные результаты обрабатываются любым из способов, известных для случая формирования аномалии перетока на фоне не меняющегося во времени фонового распределения температуры. При этом справедливы все изложенные выше выводы об информативности количественной обработки термограмм, в частности принципы, приближенной оценки дебита перетока в отсутствии достоверных данных о влияющих на тепловое поле факторов.

Для повышения достоверности интерпретации регистрируют не один замер в процессе простоя скважины после повторной закачки, а несколько. По совпадению результатов расчета дебита перетока можно оценить качество материалов исследования, исключить влияние утечки газа через сальник лубрикатора.

Предложенные методические приемы были успешно опробованы в эксплуатационных скважинах Калужского ПХГ.

В четвертой главе на материалах моделирования перетока в скважине посредством отбора из пласта газа по затрубью НКТ через прувср с шайбами известных диаметров была полностью подтверждена достоверность количественной оценки перетекаемого газа по палеткам, рассчитанным на основании теоретической модели теплового поля.

Моделирование проводилось в скважинах ПХГ, где анализ всего имеющегося геофизического материала, а также предварительные термические исследования, не выявили перетока. На этих материалах также отработаны приемы интерпретации, существенно повышающие достоверность определения расхода перетоков.

Здесь же приведены результаты количественного определения интенсивности перетока в скважинах ПХГ.

Для повышения надежности методики выявления и оценки зако-лонных перетоков (при закачке газа по затрубью НКТ) проведен анализ ошибок при проведении исследований и интерпретации термограмм в переточных скважинах. Выполненный анализ показывает, что существует множество факторов, которые могут исказить результаты количественной обработки нестационарной термометрии. Причем ряд из этих факторов не поддается регулированию. Поэтому при формальной обработке минимально необходимого количества информации велика вероятность ошибок. Выход в совместном использовании избыточного количества исходных данных, варьируя которыми можно получить наиболее полное представление об исследуемом процессе и количественно оценить его параметры.

Разработаны конкретные приемы интерпретации избыточного количества информации:

• Введение в расчеты более трех термограмм, необходимых для оценки дебита перетекаемого газа, позволяет выполнять обработку различных

троек, последовательно исключая каждую термограмму. Критерием достоверности расчетов является совпадение результатов.

• Варьируя глубиной снятия отсчетов температуры, можно выбрать интервал для оценки интенсивности перетока с максимальной достоверностью, исключая ошибки, связанные с записью термограмм и погрешностью интерпретации.

• Сочетая обработку непрерывных кривых и отсчетов на фиксированной глубине, можно исключить влияние утечки газа через лубрикатор.

При таком подходе к интерпретации повышается роль автоматизированной обработки результатов измерений. Причем наиболее рациональным является использование ПЭВМ, дающей возможность организовать непрерывный диалог интерпретатора и машины и оперативно вносить коррективы в процесс интерпретации

Здесь же предложена перспективная методика, основанная на способе локального теплового воздействия на канал перетока. Сущность способа состоит в создании тепловой метки с помощью нагревателя на заданной глубине и наблюдение за ее расформированием. Этот способ был предложен П.М. Даутасом и др. для определения направления заколонного перетока. Автором диссертации предлагается применить его более широко.

Для оценки возможности методики локального теплового воздействия было проведено моделирование теплового поля. Аналогичная модель рассматривалась во 2-й главе, отличие от нее составляет более сложная конструкция скважины и наличие искусственного источника тепла в стволе скважины.

Конструкция скважины соответствует условиям Астраханского Г КМ. Был взят наиболее сложный для исследований вариант (многоколонная конструкция), позволяющий всесторонне оценить информативность методики . Все предложенные приемы пригодны и для скважин ПХГ, конструктивно более простых.

В отсутствии перетока наблюдается расформирование тепловой метки, наиболее интенсивное в первые часы с момента прекращения прогрева НКТ. Темп расформирования зависит от тепловых свойств заполнителя ствола и окружающей среды, а также от мощности и продолжительности теплового воздействия.

При перетоке аномалии локального теплового воздействия смещаются в направлении движения перетекающего флюида, приобретают асси-метричную форму и уменьшаются по величине. Смещение аномалий по глубине увеличивается с ростом расхода перетекающего газа и времени после прогрева НКТ.

Перечисленные выше информативные признаки свидетельствуют о возможности фиксации перетока по данным термометрии. Для количественной оценки интенсивности заколонного движения необходимы специальные приемы обработки результатов измерений. Анализ результатов расчетов позволяет предложить несколько приемов :

1. Расчет величин площадей аномалии температуры в двух интервалах, расположенных симметрично относительно центра источника тепла ( ДБ1 , ДБ2) и определение их отношения ДБ1 / ДБ2 в зависимости от дебита перетока.

2. Определение отношения величин аномалии температуры на двух глубинах, расположенных симметрично относительно центра источника (АТ1, ДТ2) и определение отношения ДТ1 / ДТ2 Результаты расчета изменения параметра ДТ1 / ДТ2 с ростом расстояния от центра источника свидетельствуют, что величину этого отношения оптимальнее всего определять на расстоянии от центра источника равном его длине. В этом случае изменения значений ДТ] / ДТ2 в зависимости от дебита наиболее рельефны.

3. Определение величин аномалии температуры на глубине расположения центра источника ДТ0 и на двух глубинах, расположенных симметрично относительно центра источника (Т] , Т2), и определение отношения (Т2 -Т])/ДТ0 в зависимости от дебита перетока.

Результаты расчета изменения параметра (Т2 - Т^/ДТо с увеличением расстояния от центра источника показывают, что датчики измерения температуры могут быть удалены от центра теплового зонда практически на любое разумное расстояние (0,1 - 3 длины источника), что выгодно отличает данный способ оценки дебита от предыдущего. При перетоке по более удаленным средам интенсивность информативных эффектов резко снижается. В качестве критерия уверенного выявления перетока была выбрана разность температур в точках измерения

температуры (АТ), превышающая погрешность регистрации температур в 5-10 раз (ДТ = 0,1 - 0,2 К). При выявлении и оценке перетоков в дальних зонах придется увеличивать продолжительность или интенсивность теплового воздействия.

В ряде случаев, например, при резком отличии температуры пласта-источника перетекающего флюида от температуры окружающих пород более эффективной будет методика выявления перетока по серии термограмм в простаивающей после эксплуатации скважине, описанная в П-Ш главах. Видимо, в наиболее сложных случаях методики придется комплек-сировать. Это позволит получить дополнительную информацию.

Во-первых, можно уточнить интервал перетока. По серии термограмм можно уверенно обнаружить факт поступления флюида в канал перетока и оценить его интенсивность. Двигаясь по каналу, перетекающий флюид очень быстро принимает температуру вмещающих пород и становится невидимым для термометрии. Локальное воздействие в ряде случаев менее чувствительно к перетоку, но зато позволяет зафиксировать движение в любой точке канала заколонного движения.

Во-вторых, можно уточнить расстояние канала перетока от оси скважины, т.е. выявить по какому из межколонных пространств идет переток. Уверенная фиксация перетока как методом источника тепла, так и серией термограмм свидетельствует, что переток идет по ближней зоне, вероятнее всего по кольцевому каналу, за технической колонной. Выявление перетока по серии термограмм и его неуверенная фиксация методом источника говорит о значительной удаленности канала от оси скважины.

Более точное определение местоположения перетока предполагает количественную обработку термограмм. Анализ выполненных расчетов позволяет предложить несколько способов обработки.

Согласно первому способу для конкретных условий исследуемой скважины рассчитывается параметр (Т2 - Т^/То от расстояния между центром источника локального теплового воздействия и каналом перетока. Чтобы выполнить расчеты, необходимо предварительно оценить интенсивность перетока по серии термограмм.

Второй способ состоит в измерении изменения во времени величины Т2 - Т] и определении времени, когда это значение достигает максиму-

ма. При перетоке по ближней зоне этот максимум приходится на 1-3 часа после прекращения теплового воздействия. При перетоке по дальней зоне время увеличивается до 5-7 часов.

Третий способ состоит в том, что для перетоков в пределах дальних зон зависимость между параметрами (Т2 - Т])/То и расстоянием от центра нагревателя инверсионна, тогда как при перетоке по ближней зоне инверсия не наблюдается. Факт инверсии можно обнаружить, в частности, измеряя температуру в скважине 5-ти зоцдовой установкой. Для этого один датчик температуры помещается в центре зонда вместе с нагревателем. Еще два датчика располагаются на расстоянии 0,5 м выше и ниже нагревателя, остальные два на расстоянии 1,5 м.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе теоретических исследований и экспериментов в скважине, обработки результатов математического моделирования на ЭВМ диссертантом создан комплекс методик проведения термических исследований в скважинах и их интерпретации с целью выявления и оценки заколонных перетоков газа с учетом специфики циклической эксплуатации ПХГ.

Наиболее существенные результаты диссертационной работы следующие :

1. На основании теоретических исследований установлены основные закономерности поведения фонового (без влияния перетока) нестационарного теплового поля в скважинах ПХГ.

2. На основании теоретических исследований установлены основные закономерности поведения нестационарного поля перетока в скважинах ПХГ.

3. Создана классификация основных факторов помех, определяющих информативность выявления и оценки интенсивности заколонных перетоков.

4. На основании теоретических исследований определены условия применимости и изучена достоверность признаков обнаружения заколонного движения с учетом факторов помех.

5. На базе условий применимости признаков обнаружения заколонного движения обоснована методика выявления и оценки интенсивности заколонных перетоков в скважин ПХГ посредством регистрации серии

разновременных замеров температуры после эксплуатации по НКТ или закачки по затрубью НКТ.

6. На основе теоретических исследований, классификации помех и промысловых экспериментов созданы приемы получения и обработки избыточной информации, исключающие из интерпретации некачественные замеры температуры.

7. По теоретическим исследованиям обоснована возможность выявления и оценки заколонного перетока путем локального прогрева участка ствола искусственным обогревателем. Предложена методика количественной оценки перетока и определения местоположения канала перетока в за-колонном пространстве скважины.

8. На основе разработанных методик предложены приемы их комплекси-рования для повышения достоверности интерпретации при выявлении перетока, определения его интенсивности и интервала по глубине.

9. Проведено опробование методик на результатах моделирования перетока газа в скважинах ПХГ посредством его отбора по затрубью НКТ через прувер с шайбами известных диаметров и на результатах специальных геофизических исследований.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС-Контроль в системе "ГЕККОН-4.0",М. ИГ ГАНГ, 1995., 103 с. (соавторы Кременецкий М.И, Ипатов А И, Марьенко Н.Н).

2. Информативность термических исследований действующих скважин вне работающих интервалов. Известия вузов "Нефть и газ"., 1988,. №8 с. 6-11. (соавтор Кременецкий М.И.).

3. Информативность термометрии эксплуатационных скважин подземных газохранилищ при выявлении заколонных перетоков. Деп. во ВНИИ-Эгазпроме 1985., №7459гз-85Деп. с.39. (соавтор Кременецкий М.И.).

4. Опыт работы с подсистемой «Геккон» - автоматизированной обработки результатов гидродинамико-геофизических исследований скважин при контроле за эксплуатацией нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной

промышленности. №8, 1993, с.12-16 (соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И).

5. Подсистема автоматизированной обработки результатов гидродинами-ко-геофизических исследований скважин при контроле за эксплуатацией Каротажник. №10, 1994, с.12-16. (соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И).

6. Подсистема автоматизированной обработки гидродинамике - геофизических исследований скважин при контроле за эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений. Каротажник" вестник АИС, N20, 1996, Яр-марка-95 научно-технической продукции. ( соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И.).

7. Подсистема автоматизированной обработки результатов гидродинами-ко-геофизических исследований скважин при контроле за эсплуатацией. В сб. "Средства автоматизированной обработки информации в разведке и нефтегазодобыче" материалы "Нефтегаз-94" стр.21-22. ( соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Марьенко Н.Н.).

8. Программа "Геккон 4.0" Автоматизированная обработка и интерпретация материалов ГИС-конгроля, (соавторы Кременецкий М.И., Марьенко Н.Н, Ипатов А.И.) N гос. регистрации 960345, РосАПО, дата регистрации 08. 1996.

9. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом. М., Обзор ВНИИЭгазпром, 1991, 64 с. (соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И).

10. Способ выделения интервалов движения жидкости и газа за обсадной колонной скважины, А.С. СССР, № 1104252, 1984.(соавтор Кременецкий М.И.).

11. Тепловое поле в эксплуатационной газовой скважине в интервале зако-лонного перетока. Деп. во ВНИИЭгазпроме 1983, №593гз-Д83. с. 17. (соавтор Кременецкий М.И.).