Cтраница 2
Изменение температуры добываемой нефти в процессе ее подъема по стволу скважины определяется при прочих равных условиях: естественным тепловым полем окружающей среды и скоростью движения жидкости. Известно, что земная кора имеет так называемый нейтральный слой, ниже которого температура горных пород остается постоянной и не зависит от годового колебания температуры поверхности земли. Поэтому от забоя скважины до нейтрального слоя ( рис. 45) изменение температуры по длине подъемника определяется скоростью движения жидкости. Однако выше этого слоя земли существенным может оказаться влияние температурного поля зоны. Это влияние еще более существенно тогда, когда ствол скважины омывается морской водой. [16]
Начальная термограмма ( или температурная кривая), замеренная по стволу скважины до ее пуска в работу, дает представление о естественном тепловом поле Земли. [17]
При точных определениях значений Г, и А, величины q, п & разрезу должны быть одинаковы, а их вариации могут служить указанием на наличие местных возмущений естественного теплового поля на отдельных участках разреза. Эти вариации / могут быть использованы для решения различных гидрогеологических и нефтепромысловых задач. [18]
Термометрия наблюдательных скважин является и наиболее доступным методом оценки качества затрубной цементации: в скважинах ( находящихся в состоянии покоя) с качественной затрубной цементацией обычно отчетливо фиксируется закономерное нарастание температуры с глубиной, обусловленное градиентом естественного теплового поля; наоборот, резко сглаженные или даже аномальные термограммы наблюдаются по скважинам с активными переливами пластовых вод по затрубью - из одного проницаемого слоя в другой. [19]
Геоизотермы, расположенные ближе к кристаллическому фундаменту, в общих чертах повторяют рельеф его поверхности и наблюдается относительное сгущение геоизотерм над положительными структурами. Это распределение естественного теплового поля характерно для перехода от теплоизолирующих пород осадочного чехла к породам кристаллического фундамента повышенной теплопроводности. [20]
Определение температуры недр до начала разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо при подсчете запасов нефти и газа, выяснении физических свойств подземных флюидов и проектировании разработки залежей. Кроме того, знание естественного теплового поля месторождений необходимо для последующего контроля за его изменением. Задача систематического контроля за тепловым режимом продуктивных пластов приобретает особую актуальность для месторождений, где закачивается вода, с температурой значительно меньшей начальной пластовой температуры, и где нефть существенно изменяет свои свойства при изменении температуры. Например, нефть месторождения Узень предельно насыщена парафином, который выпадает из растворенного состояния при снижении температуры. При этом резко снижается подвижность нефтепарафиновой смеси, затрудняются приток нефти к скважинам и подъем ее на поверхность. Систематические замеры температуры пластов необходимы также при контроле за разработкой залежей с тепловым воздействием на пласт. [21]
Толща земной коры обладает естественным тепловым полем. Температура пород повышается с глубиной. [22]
Термокаротаж позволяет найти границы поглощающих пластов. Этот метод основан на использовании естественного теплового поля Земли. Суть метода заключается в следующем. [23]
С помощью указанных параметров проводят: 1) определение естественной температуры пород на заданной глубине; 2) корреляцию разрезов скважин при региональных исследованиях; 3) прогнозирование тектонического строения территории, не изученной с помощью бурения; 4) изучение гидрогеологической и мерзлотной характеристики исследуемых районов. Для решения этих задач обычно используют термограммы естественного теплового поля. [24]
Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. [25]
Термодинамический метод исследования основан на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. На вид термограммы влияют теплообмен в стволе; эффект Джоуля - Томсона ( или дроссельный эффект), заключающийся в том, что в процессе фильтрации жидкости и газов в пористой среде и истечения их в скважину вследствие адиабатического расширения температура жидкости растет, а температура газа падает; калориметрический эффект, заключающийся в смещении в стволе скважины жидкости и газа различных горизонтов ( интервалов) с неодинаковыми исходными температурами. [26]
Определение теплового потока было начато после накопления необходимых данных по тепловым свойствам горных пород и геотермическим исследованиям. В настоящее время тепловой поток является основным геотермическим параметром при изучении термической истории и современного теплового состояния Земли, распределения естественного теплового поля в земной коре и решения вопросов, связанных с поисками, разведкой и разработкой месторождений нефти, газа и других полезных ископаемых. [27]
К настоящему времени работами ряда исследователей ( В. Н. Дахнов, Д. И. Дьяконов, С. А. Красковский, Е. А. Любимова, Ш. Ф. Мехтиев, Г. М. Сухарев, А. Н. Тихонов и др.) установлены основные закономерности распределения в земной коре естественного теплового поля, позволяющие применять геотермию для решения многих важнейших геологических, гидрогеологических и нефтегазопромысловых задач. Однако эффективное применение геотермии в нефтяной и газовой промышленности невозможно без высокой точности применяемых скважинных термометров и количественной интерпретации получаемых данных. [28]
При движении однофазной жидкости по стволу скважины распределение температуры от забоя к устью определяется, как известно, конвективным теплопереносом, теплопроводностью жидкости, потерями тепла через стенки и разогревом за счет вязкого трения. Степень влияния каждого из перечисленных факторов определяется как свойствами жидкости, так и режимами течения и температур горных пород, окружающих ствол. При встречающихся Е промысловой практике скоростях подъема жидкости в расчетах, например, можно пренебречь повышением температуры за счет естественной конвекции и вязкого разогрева, тогда как при большом градиенте естественного теплового поля, окружающего скважину, необходимо учитывать неравномерность остывания или прогрева по стволу за счет теплопередачи в среду с температурой, меняющейся без продуктивного плеста до поверхности Земли. [29]
Измеряемый при изучении естественного теплового поля геотермический градиент линейно зависит от плотности поступающего из недр теплового потока и удельного теплового сопротивления пород. Повышение интенсивности нарастания температур с глубиной обычно наблюдается в интервалах скважины, сложенных породами, обладающими относительно высоким тепловым сопротивлением, например глинистыми породами. Наряду с этим, понижение геотермического градиента отмечается в тех интервалах, где залегают гидрохимические осадки и карбонатные породы, характеризующиеся пониженным тепловым сопротивлением. Зная такие закономерности по термограмме естественного теплового поля, можно расчленять породы, вскрытые скважиной, по их литологии, а также определять вероятный состав содержащихся в них флюидов. Последнее представляет особенно большой интерес с точки зрения оценки и коррозионной активности глубинной среды, в условиях которой окажутся обсадные трубы и цементный камень в заколонном пространстве. [30]