Солнечная электростанция 30кВт - бизнес под ключ за 27000$

15.08.2018 Солнце в сеть




Производство оборудования и технологии
Рубрики

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

В результате обработки имеющихся немногочисленных данных выяснилось, что величина градиента температур по стволу сква­жины в процессе циркуляции, входящего в формулу (VI.22), может изменяться в довольно широких пределах.

Для определения коэффициента с могут быть использованы дан­ные И. А. Завацкого. Согласно этим данным величина геотермиче­ской ступени, замеренной через 7—8 ч после промывки перед спус­ком колопны (коэффициент с), колеблется для различных районов Апшерона от 106 до 130. Учитывая, что за 7—8 ч покоя раствор успел достаточно нагреться, следует считать, что в процессе цирку­ляции полученная величина больше истинной в 2—2,5 раза, поэтому истинная величина коэффициента с должна быть 250—350. Или так как с величина, обратная а, то а = 0,0047 —0,0030.

По эмпирической формуле Д. В. Голубятникова можно опреде­лить температуру пластовой воды, залегающей на некоторой глу­бине Н, по температуре той же пластовой воды, замеренной на поверх­ности после ее подъема.

Указаппая эмпирическая формула выведена для условий Биби- Эйбата в следующем виде:

<|ХЛ>

где tH — температура пластовой воды, залегающей на глубине Н; tо — температура воды, замеренная на поверхности.

С некоторыми оговорками эту формулу можно считать аналогич­ной рассмотренным выше, поэтому среднее значение коэффициента а может быть принято равным 0,004.

По данным американских ученых, величину коэффициента а для калифорнийских скважин (Р. В. Френч) следует брать равной при — мерпо 0,00555, а для скважин Мексиканского побережья (9] от 0,00665 до 0,00250. Величины коэффициента а, представляющие собой циркуляционные градиенты температур, в большинстве слу­чаев получены в результате предпосылок, основывающихся на практическом опыте исследователей.

Глубинные замеры температуры циркулирующей промывочпой жидкости были проведены в Советском Союзе несколько раз [14, 28, G7. 761. При этом лишь один замер проведен на забое бурящейся скважины. В 1957 г. Ф. Н. Фоменко при помощи прибора ТПФ замерил температуру на забое скв. 216 месторождения Карадаг, бурящейся электробуром. Максимальная глубина замера была 2970 м. Температура на забое после включения буровых насосов начала довольно быстро падать и через определенное время стабили­зировалась.

В процессе бурепия Ф. Н. Фоменко наблюдал увелпчение устье­вых и забойных температур со скоростью 0,5—1° С за 1 ч. Обработав полученные данные, Ф. Н. Фоменко определил, что для месторо­ждения Карадаг а = 0,00270.

Полученные различными исследователями сведения о коэффи­циентах а и с нрнведепы в табл. 34.

Таблица 34

Площадь

е

а

По данным

Кала…. …………………………….

260-325

0,00385-0,00308

М. А. Завацкого

0,00435-0,00345

с поправкой

Сурахаяы………………………….

230-290

То же

Карачухур………………………..

210-265

0,00475-0,00375

»

Локбата» ………………………….

230-290

0,00435-0,00345

»

Карадаг……………………………

375

0,00270

Ф. Н. Фоменко

Бнби-Эйбат……………………….

250

0,00400

Д. В. Голубятни­кова

Калифорния……………………..

180

0,00550

Р. В. Френча

Мексиканское побережье.

150-400

0,00665- 0,00250

В. И. Бергмана

С. Дж. Энгеля

300

0,00335

В. В. Робинзона

Сопоставляя приведенные данные относительно величины а, можно принять, что в среднем значение этого коэффициента равно 0,004° С/м или в пересчете на с — 250 мГС.

Работы И. А. Карманова и Г. Г. Полякова [28, 29, 671, содер­жащие материал по глубинным замерам температуры циркулиру­ющей промывочной жидкости в скважинах Краснодарского края и объединения Грозпефть, представляют значительный интерес. Считая коэффициенты, входящие в полуэмпирические формулы, недостаточно точными, И. А. Карманов не определял их.

С этим нельзя не согласиться, ибо полуэмпирические зависимости Б. И. Есьмана [221 выведены при условии линейности распределе­ния устьевых и забойных температур по глубине, которое при боль­ших глубинах скважины может не соблюдаться. Это явление наблю­дается в скважинах Мексиканского побережья [9].

В работе [761 приведены результаты глубинных замеров темпера­тур в скважинах месторождения Озек-Суат при прокачке различных жидкостей через компрессорные трубы, но не указан способ их замера.

Согласно этой работе при прокачке различных жидкостей наблю­дается, что забой охлаждается неодинаково, т. е. распределение температур по стволу скважины существенно зависит от свойств прокачиваемой жидкости.

В работе 161] описаны исследования по охлаждению ствола скважины различными способами. Показано, что при прямой про­мывке уменьшение температуры на забое скважины зависит от рас­хода жидкости.

Несомненно существуют и другие факторы, заметно влияющие на характер распределения температур по стволу бурящейся сква­жины. Поэтому температуры, подсчитанные по полуэмпирнческим формулам с использованием средних значений коэффициентов, могут отличаться от истинных, имеющихся в отдельной скважине.

Наиболее точным и простым методом, по-видимому, яв­ляется аналитический способ определения забоиной температуры в бурящейся скважине [13], описанный в главе VI [формула (VI.37)].

И. А. Карманов, отказавшись от полуэмплрических зависимо­стей, в конечном счете предложил в своей работе [28] аналогичный способ.

Г. Г. Поляков большинство глубинных термозамеров циркули­рующей промывочной жидкости провел при промывке в стволе скважины с последующими допусками инструмента. Как показали наши наблюдения, стабилизация температур при каждой после­дующей промывке является кажущейся; она по своему характеру не аналогична выравниванию температур, которое наблюдается на забое скважины при отсутствии предварительных промывок. Кроме того, из работы [67] неясно, как определяли температуру на устье скважины в начале промывки. В работе [67] не указаны конст­рукции исследуемых скважин и параметры промывочной жидкости, неясны также пределы применимости предложенных формул.

Указанное явилось причиной несколько преждевременного вывода Г. Г. Полякова о грубо ориентировочном характере расчет­ной формулы, предложенной в работах [13, 28].

Для того чтобы дать прогноз температур в скважинах глубиной 5000 м и более, необходимо прежде всего изучить характер распре­деления температуры по стволу бурящихся скважин и обобщить полученные данные, для чего удобнее всего использовать эмпириче­ские зависимости.

Поэтому с учетом возможных погрешностей нри использовании полуэмпирических зависимостей Б. И. Есьмана при расчете темпе­ратур для отдельно взятой скважины авторы считают возможным применять их для обобщения температурных замеров.

В табл. 35 по натурным замерам глубинных температур при циркуляции [28, 29, 67, 76], подсчитаны величины циркуляционных градиентов [Г„). Как можно судить по этим данным, величина Гц изменяется в очень широких пределах — от 0,04 до 0,0013° С/м. Объясняется это, по-видимому тем, что температуры замеряются в скважинах различных конструкций, на нефтяных месторождениях с различной геотермической характеристикой. Кроме того, приме­нение промывочных жидкостей с различными параметрами и расхо­дами также влияет на величину циркуляционных градиентов тем­ператур.

Таблица 35

Площадь

JY’

сква­

жины

Глубина

скважи­

ны,

м

Произво­дитель­ность насосов, л/сек

Темпера"

‘„•и

гура, °С

V

Циркуля­ционный градиент Г

“С/м

По даввым Г. Г.

Поляк

о в а [67]

ОкгяГфьская…………………………………..

205

3410

40

77,0

48,0

0,00850

Хаян-Корт……………………………………….

16

3214

33

74,0

45,0

0,00905

То же………………………..

16

3667

33

83,5

54,0

0,00805

» …………………………

16

2000

33

61,0

41,0

0,01000

» …………………………

19

2000

34

53,0

42,0

0,0055

* …………………………

19

3300

34

74,8

45,0

0,00904

» …………………………

19

3820

34

78,0

52,0

0,0068

» …………………………

19

3820

32

82,0

47,0

0,00916

» …………………………

17

2250

32

58,0

40,0

0,00800

» …………………………

17

2670

32

72,0

45,0

0,0110

» …………………………

17

3130

32

73,0

48,0

0,00804

» …………………………

17

3470

32

81,0

53,0

0,00806

» ………………………….

17

3000

7.0

94,5

35,0

0,0197

* …………………………

17

3462

7,0

102,0

39,0

0,0182

Малгобек-Вознесенская

811

2996

7,0

90,0

34,0

0,0187

Гойт-Корт……………………

28

3000

17,0

54,0

40,0

0,00466

» …………………………..

28

3000

34,0

48,0

44,0

0,00133

» …………………………..

28

3950

34,0

56,0

50,0

0,00157

Га. иочаенская….

1

4072

17,0

95,0

57,0

0,0093

Новодмятриевская. .

500

4050

3,3

104,0

29,0

0,0185

Под

а в в ь.

гм И. А.

Карма

нова

[28, 29]

Южно-Советская. . .

1

3100

_

81,0

70,0

0,00355

» …

1

3100

100,0

44,6 ;

0,0178

Новодмятриевская. .

505

2580

60,0

56,0

0,00155

Отказвенскан….

5

3000

122,5

16,4 I

0,0354

Темяргосвская….

3

3100

74,0

58,0

0,00484

По даввым

работ

ы [76]

Озек-Суат……………………

23

2990

9

87,0

62,0

0,00835

» ………………………….

9

3300

7

142,2

10,5

0,0400

» ………………………….

9

3300

10

141,5

21,9

0,0360

В большинстве случаев из работ [28, 29, 67] не удается устано­вить точные условия проведения промысловых наблюдений, поэтому трудно выявить зависимость величины Га от различных факторов.

Непременным условием обобщения температурных замеров является проведение промысловых наблюдений в идентичных усло­виях, типичных для скважин одного района и бурящихся по
примерно аналогичной технологической схеме. Такая работе прове­дена авторами в бурящихся скважинах Азербайджана.

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

Рис. 57. Распределение температур по стволу скв. 189 месторождения Карадаг.

Ниже излагаются результаты глубинных замеров температуры, осуществленных промышленной моделью глубинного самопишущего ртутного термометра ГСРТ-2 [36, 44] и глубинным термометром на термисторах ТПФ конструкции Ф. Н. Фоменко [14, 15].

Промысловые наблюдения про­водились в скважинах на место­рождениях Карадаг, Карабаглы и Тегчай во время спуска буриль­ного инструмента па забой, при промывке и в процессе бурения.

Прибор ГСРТ-2 крепили в специ­альном переводнике и устанавли­вали над долотом в скважинах, бу­рящихся ротором и электробуром; при турбинном бурении его уста­навливали над турбобуром.

Глубинные температуры при спуске инструмента фиксировались через каждые 25 м, а забойные и устьевыо температуры в процессе промывки и бурения скважины замеряли через каждые 1—1,5лшн.

Температуру выходящего из сква­жины глинистого раствора заме­ряли максимальными ртутными термометрами с ценой деления шкалы 0,1° С. Данные по тепло­обмену в бурящихся скважи­нах Азербайджана приведены в табл. 37. В эту же таблицу вне­сены данные замеров Ф. Н. Фо­менко, проведенных в скв. 216 месторождения Карадаг.

I — распределение естественных темпера­тур горных пород; г — распределение температур глинистого раствора па стволу скважины в процессе спуска инструмента; з — то же при промывке на глубине 1800 м (в колонне); 4 — то же при про­мывке на забое (3765 м); s — распределе­ние забойных температур при установив­шемся температурном режиме промывки.

Отметим наиболее характерные явления, наблюдавшиеся при за­мерах температур.

Глубинные замеры температуры промывочной жидкости в буря­щейся скв. 189 месторождения Ка­радаг проводили с помощью аппа­рата ТЙФ. Последний вместе с вмонтированным в него термочувст­вительным датчиком-термистором помещали в переводник внутрен­ним диаметром 120 мм, который устанавливали над электробуром типа Э215/8. Сопротивление термистора марки ТОСМ-4 измеряли по одной жиле кабеля электронодвода при помощи измерительного
моста типа УМВ, показания которого контролировались прибором типа МОМ-4. При проверке аппарата был определен минимальный ток сработки реле обратного поля, величина которого находилась в пределах 40—50 а. При работе аппарата в скважине сила тока включения и отклонения реле обратного поля составила 65 а.

Температуру глинистого раствора замеряли в процессе спуска инструмента на глубинах 1100, 1800, 2800 и 3765 м. Это давало воз­можность установить характер распределения температуры по стволу скважины при неустановпвшемся температурпом режиме (рис. 57, линия 2).

Для установления величины и времени спада температур при промывке на глубинах 1800 и 3765 м было зафиксировано изменение температуры циркулирующей жидкости после включения буровых насосов. Температуру замеряли до наступления установившегося температурного режима промывки, что определялось по температуре, которая при последующих замерах практически не изменялась (см. рис. 59),

Результаты замеров температуры промывочной жидкости в скв. 189 приведены в табл. 36. По данным этой таблицы построен график распределения температур по стволу скважины (см. рис. 57).

Таблица 36

Без поправки

С поправкой

Характер замера

Температура воздуха, °С……………………………………………

Температура, замеренная после спуска инструмента, в ° С на глубинах, м:

1100……………………………………………………

1800 ……………………………………………………………………

2800 ……………………………………………………………………

3765 ……………………………………………………………………

Температура на глубине 1800 м после промывки, 0 С

То же на устье, °С……………………………………………………….

Время спада температур при промывке на глубине

1800 м, мин л………………………………………………………….

Температура на глубине 3765 м после промывки, 0 С

То же на устье, "С………………………………………………………

Температура на устье при промывке па глубине 3765 м без предварительной промывки в башмаке, 0 С. Время спада температур при промывке на глубипе

3765 м, мин…………………………………………………………….

Начальная температура закачиваемого раствора при промывке на глубинах 1800 н 3765 м, 0 С. . .

10

10

51

41

59

49

70

60

85

75

47,5

39

36,0

36,0

42

42

70

60

33

33

44

44

65

65

18

18

Как видно из приведенных в табл. 36 данных (вторая графа), в результате замеров в скв. 189 были получены стабилизированные значения забойных температур при циркуляции глинистого раствора на глубинах 1800 и 3765 м, соответственно равные 47,5 и 70° С [141. Однако Ф. Н. Фоменко для аналогичных глубин получил темпера­туры 37,5 и 60° С, т. е. на 10° С меньше, причем значения температуры

соответствующие глубинам свыше 2970 м, им были получены экстраполяцией.

Конструкции скв. 189 и 216, а также расходы глинистого рас­твора па промывку этих скважин в процессе эксперимента, были одинаковыми. Это могло произойти в результате недоброкачествен­ности применявшихся термисторов или неправильной их тарировки.

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

Рис. 58. Зависимость сопротивления термистора от температуры при разных скоростях ее изменения.

Рассмотрим методику тари­ровки термистора. Его тари­руют в емкости с трансформа­торным маслом в интервале температур от 18 до 125° С.

Температуру нагрева и осты­вания масла измеряли лабора­торным ртутным термометром, асопротивлениетермистора при­бором УМВ. После замеров был построен тарировочный график, показанный на рпс. 58.

Согласно методике, указан­ной в работе Ф. И. Фоменко, действительные значения тем­ператур должны находиться на кривой 5, проведенной посре­дине между кривыми нагрева 1—2 и охлаждения 3—4. Од­нако, как видно из рис. 58, тарировочныо кривые терми­стора дали при одних и тех же значениях сопротивлений раз­ницу температур до 18° С.

1.2 — кривые, снятые при нагреве со скоро­стями 13,56 и 11,82 ‘С/.чин; 3,* — кривые, снятые при охлаждении со скоростями 2,02 и

1.2 °С/мин; & — средняя тарировочная кри­вая термистора; 6 — точки, полученные вы­числением.

Очевидно, что скорость изме­нения температуры в условиях замера должна соответствовать скорости изменения темпера­туры при тарировке. Поскольку при тарировке получены четыре кривые, относящиеся к разным скоростям подъема — спада тем­ператур (рис. 58), следует вы­брать ту из них, которая наи­более подходила бы для нашего случая.

при

рав-

Вычисленные значения скорости изменения температур спуске инструмента и циркуляции оказались соответственно ными 0,06 и 0,51° CImuh.

Так как наименьшая скорость изменения температуры при тари­ровке составляла 1,02° С/мин, то пеобходпмо выяснить, какое поло­жение будет иметь тарировочная кривая при меньшпх скоростях

изменения температур. Однако, поскольку термистор после замеров в скважине сгорел, пришлось этот вопрос выяснить вычислениями, что позволило найти действительную характеристику примененного термистора при разных температурах тарировки. Полученные дан­ные нанесены на рис. 58 в виде точек 6.

Как можно видеть из этого рисупка, тарировочная кривая 4 совпадает с действительной тарировочиой кривой термистора.

Рис. 59. Зависимость температуры на забое, устье и приеме насосов скв. 189 месторожде­ния Карадаг от времени промывки.

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

Следовательно, показа­ния термометра ТПФ, на­ходящегося в скважине, следовало пересчитывать не по кривой 5, а по кри­вой 4 [15]. Откорректиро­ванные значения темпера­тур показаны в третьей графе табл. 36 и нанесены на рис. 57 и 59.

Последующие исследо­вания вели в скв. 291 ме­сторождения Карадаг (на дамбе) па расстоянии 1000 л от скв. 216 н 1500 л от скв. 189.

1 — изменение глубинных температур при промывке на глубине 1800 м. г — изменение глубинных тем­ператур выходящего раствора при промывне на глу­бине 1800 м.; а — изменение температур на всасы­вающей линии иасоса (приема) при прсмывке на глубине 1800 м; 4—изменение глубинных температур при промывке на глубине 3765 м; а — изменение тем­ператур выходящего раствора при промывке на глу­бине 3765 м.

Наглядное представле­ние о характере изменения температур в скважине не­большой глубины дают кривые 1 и 2 на рис. 60. Из этого рисунка видно, j что температура в скв. 291 20 Х* на глубине 1071 л после спуска инструмента была равна 38° С. Через 80 мин после начала промывки температура снизилась и установилась равной 28° С, причем за это время на­блюдались значительные колебания глубинной тем­пературы от 38 до 19° С, что можно объяснить за­качкой в бурильные трубы холодных (застоявшихся) порций раствора из приема насосов.

При дальнейшем доспуске инструмента на глубину 1508 л забой­ная температура оказалась равной 46,5° С, а через 25 мин после включения насосов снизилась до 28° С. На этой глубине температура выходящего из скважины раствора составила 24° С. Однако через 2 ч температура раствора на устье и забое повысилась
соответственно до 25,5 и 32° С. В дальнейшем температура не по­вышалась.

Глубинные температурные замеры на месторождении Карабаглы проведены в скв. 135 и 169. Обе соседние скважины бурились в идентичных геологических условиях.

После расшифровки термограмм построены кривые 3—6, пока­занные на рис. 60.

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

насоса

______ I . .л I. ■ 1———— 1 *

0 20 k0 60 80 W0 120 Время, ми*

Рис. 60. Изменение температур на забое и устье скважин в зависимости от вре­мени промывки.

1, г — скв. 291 месторождения Карадаг (глубина 1071 м); Я, я — скв. 135 месторождения Карабаглы (глубина 2700 м); 3,6 — скв. 169 месторождения Карабаглы (глубина 3150 м); 7, в — скв. 10 месторождения Текчай (глубина 3750 м).

На этом рисунке видно, что после спуска инструмента в скв. 135 (кривые 3, 4) температура глинистого раствора оказалась равной 54° С. Когда включили насосы, температура на забое понизилась до 34° С, а на устье повысилась до 31° С. Устьевые и забойные тем­пературы стабилизировались в течение 50—60 мин циркуляции при производительности насосов 19 л/сек. После стабилизации тем­ператур производительность насосов была увеличена до 38 л/сек, и на 80-й минуте циркуляции начали бурение. За 1 ч 30 мин непре­рывного буреппя температура на устье и забое не изменялась.

При замерах температур в скв. 169 производительность насосов изменялась от 10 до 39 л/сек (рис. 60, кривые 5, 6). Оказалось, что с момента включения насоса с производительностью 10 л/сек забой­ная и устьевая температуры стабилизируются в течение 30 мин,

т. е. в два раза быстрее, чем при удвоенной производительности. Забойная температура на 30-й минуте после включения насоса пони­зилась с 57 до 39° С, а температура выходящего из скважины рас­твора повысилась до 28,5° С. Дальнейшее увеличение расхода повлияло лишь на изменение устьевой температуры, которая при производительности 20 л/сек возросла до 31° С, а при производитель­ности 39 л! сек до 34° С.

Процесс бурения, начатый на 105-й минуте промывки, так же как и в скв. 135, а не повлиял па изменение регистрируемых устьевых и забойных температур (рис. 60).

На месторождении Тегчай глубинные замеры температур были проведены в скв. 10. Эта скважина заложена для изучения геологи­ческого разреза, литологии и газопефтеносности мезозойских отло­жений. Геотермических исследований в скважинах этой площади не проводили, поэтому необходимо рассмотреть результаты работы, проведенной аппаратом ГСРТ-2.

Этот прибор, укрепленный в специальном пореводнике над доло­том, был спущен па 141 — мм бурпльных трубах на глубппу 3750 м.

Температуры по стволу скважины регистрировали в процессе 7 ч спуска бурильного инструмента, 130 мин промывки и 30 мин роторного бурения. Термограмма показала, что забойная темпера­тура при отсутствии циркуляции на глубине 3750 м была 110° С. В течение 2 ч промывки температура на устье и забое скважины стабилизировалась и стала равной соответствелно 57 и 83° С; в дальнейшем температура не изменялась.

Характер изменения температур на забое и устье скважины во времени виден на рис. 60 (кривые 7, 8). Относительно высокая тем­пература, зарегистрированная в скв. 10 площади Тегчай, указывает на пониженную величину геотермической ступени на этой площади.

Проведенные исследования позволяют сделать вывод, что про­цесс бурения скважин при установившемся температурном режиме промывки (при турбипном и роторном способах бурения) практи­чески не влияет на изменение устьевых и забойных температур.

Замеры глубинных температур циркулирующей промывочной жидкости на глубинах 1071, 1508, 1800 н 3765 в скв. 291 и 189, а так­же замеры Ф. Н. Фоменко на глубинах 2200, 2630 и 2970 м в скв. 216 позволили построить сводный график распределения температур по месторожению Карадаг (рис. 61). Из этого рисунка видно, что точки забойных температур циркулирующей промывочной жидкости лежат на одной прямой 3 и могут быть определены зависимостью

t, a = ta + ClH. (IX.2)

Температуры, зафиксированные при установившемся температур­ном режиме промывки tha на глубинах 1071 и 1800 м, не могут быть названы забойными, поскольку скважины промывали на некоторой глубине h при общей глубине ее Я. Поэтому в данном случае фор­мула (IX.2) должна быть изменена:

tfa = t0 c2h. (IX.2а)

Одпако, как следует из анализа графических данных (рис. 61), как в первом, так и во втором случаях значения коэффициентов сг и сг оказываются одинаковыми и равными = сг = 0,012° С/м. Отсюда вытекает важное следствие, что температура раствора при промывке на пекоторой глубине h в скважине с глубиной Н прак­тически такая же, как если бы об­щая глубина скважины была равна h. Поэтому для построения линии распределения забойных темпера­тур при циркуляции достаточно замерить температуры на глубинах

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

Рис. 61. Сводный график распре­деления температур по стволу бу­рящихся скважин месторождения Карадаг.

и ht при промывке и через по­лученные точки провести прямую.

Очевидно, что такие замеры го­раздо проще осуществить, чем за­меры температуры на забое. Таким образом,

<„ = <*. = <о + 0,012А. (IX.3)

В то же время, зная забойную температуру при циркуляции и температуру выходящего из сква­жины раствора *у, можно легко вычислить температуру циркули­рующего раствора в любой точке кольцевого пространства буря­щейся скважины на глубине h по формуле (VI.24):

(IX.4)

где Га — температурный градиент в процессе циркуляции в °С1м, он аналогичен коэффициенту а в формуле (VI.24).

1 — распределение естественных темпера­тур горных пород; г — распределение температур по стволу до начала циркуля­ции; з — распределение забойных темпе­ратур при установившемся температурном режиме промывки; 4—и — распределение температур по стволу скважин при цир­куляции глинистого раствора.

При h = Н получим выра­жение для определения забойной температуры при циркуляции:

+ (IX.4а)

Решая уравнения (IX.4) и (IX.4а) относительно Гп, вычислим его величипу при промывке забоя и ствола скважины (табл. 37).

Согласно данным таблицы, циркуляционный градиент для каж­дой площади с глубиной скважин увеличивается, что полностью подтверждает теоретический вывод работы [43], описанный в главе V. Однако при практических расчетах без особой погрешности можно ограничиться средним значением этого градиента, по глубине
равным 0,00284 °С/м. Однако при определении tia по формуле (IX.4а) результат будет петочпым.

Предварительная промывка, не влияя на величину забойной температуры, сильно снижает температуру выходящего из устья раствора в последующий период, и нормальное распределение температуры по стволу скважины нарушается. В результате величина Гп увеличивается (табл. 37) и кривые изменения устьевых и забой* ных температур (при циркуляции) во времени оказываются несим­метричными. При проведении промывки непосредственно на забое скважины эти кривые являются зеркальным отображением друг друга [13, 44] (рис. 60, скв. 135, 169, 10).

Вследствие этого, как было отмечено выше, с момента начала циркуляции (при отсутствии предварительной промывки в стволе) уменьшение температуры на забое скважины глубиной более 1000 ле примерно равно повышению температуры выходящего раствора.

Из рис. 61 следует, что до начала циркуляции как забойные температуры (глубины 1508, 2200, 2630, 2970 и 3765 м), так и темпе­ратуры, зафиксированные в стволе скважины при спуске инструмен­та (глубины 1100, 1800, 2800 м), лежат на одной прямой 2 и могут быть вычислены по зависимости

t,=tke = 29 + 0,012ft, (IX.5)

где th — температура на глубине h при спуске инструмента (0 < <h <П).

По формуле (IX.5) можно определить температуру при спуске инструмента в скважины, имеющие забой на глубине более чем 3000 м и глубину спуска инструмента не менее 1500 м. Температуру в процессе спуска инструмента до глубины 1500 м можно прибли­зительно определить по линейной зависимости, найденной нами после обработки замеров по скв. 291:

*;с = 20+ 0,0124/г. (IX.6)

Придерживаясь методики обработки данных, проведенной для площади Карадаг, и используя результаты глубинных замеров, нашли эмпирические формулы для площадей Карабаглы и Тегчай, которые сведены в табл. 38. В этой же таблице представлены эмпи­рические зависимости для определения глубинных температур в скважинах месторождений Зыря и Гоусаны, найденные по мето­дике, изложенной в работе 113].

Чтобы вычислить величины th, в табл. 38 помещены также

"кц

формулы для определения температуры выходящего из скважины раствора. Полученные для расчета глубинных температур формулы вида t( = р — f — qH, приведенные в табл. 38, могут быть применены до глубин 4500—5000 ж.

Полученные зависимости для расчета глубинных температур в бурящихся скважинах месторождений Карадаг, Карабаглы, Зыря и Гоусаны изображены на рис. 62 линиями 1, 2, 3 и 4.

Из рисунка следует, что, несмотря на разные методы получения формул <ад = / (*), при расчетах получаются близкие результаты. Поэтому средние значения забойных температур при промывке <зц для площадей Азербайджана можно вычислить по формуле

0 70 *0 60 80 100 /20 HD t, С

ГЛУБИННЫЕ ЗАМЕРЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ

Рис. 62. Ориентировочное рас­пределение температуры промы­вочной жидкости по стволу сква­жины глубиной 7000 м.

^ = ^=*9,5 + 0,0094*,

(IX.7)

где 2 — сумма забойных наи­

меньших температур по четырем площадям при Ы = const.

Зависимость (IX.7) изображена графически на рис. 62 (линия 5).

Линия 11 этого рисунка показывает распределение естественных темпе­ратур пород по глубине, а линия 10 — распределение забойных темпе­ратур при спуске инструмента (tt).

Пунктирное продолжение липий 10 н 11 для глубин более 5000 м яв­ляется экстраполяцией, которая в этих условиях, по-видимому, допу­стима. Линия 6 показывает распре­деление температур при циркуляции в скважине глубиной 4000 ж; при этом taa = 58° С, а температура выходящего из устья раствора t

(средняя по площади) равна 45 С.

Как видно из рисунка, в пределах проведенных замеров соблюдается линейный характер распределе­ния температур.

Полагая, что скважипа до глубины 7000 л будет буриться доло­том одного диаметра (долото № И), при продолжении линии 5 можно получить значение t, n = 85° С.

О

Приняв циркуляционный градиент Га не изменяющимся с глу­биной и проведя линию 8 распределения температур циркулиру­ющего глинистого раствора по стволу параллельно линиям 6 и 7 (полученным по фактическим данным), из рисунка находим, что <г = 68° С. Однако в реальных условиях циркуляционный градиент с глубиной увеличивается (линия 9 и табл. 37), а это приведет к тому, что линия 8 не будет параллельна линиям 6 и 7.

Выше было сказано о повышении коэффициентов теплопередачи с температурой, а следовательно, и с глубиной скважины. В то же

Л? скважины

216

189

291

135

169

10

Площадь

Карадаг

Карабаглы

Тегчай

Способ бурения

Электробурение

Роторное

Турбинное

Роторное

Роторное

Глубина замера темиератур, м

2200

1800

1071

2700

3150

3750

2630

3765

1508

___

2970

Размер трехшарогаечного долота, лх

273

267

400

248

267

267

Параметры глинистого раствора:

1,34—1,45

1,52

удельный вес, Г/см* вязкость по СП В-5, сек

1,26

1,74

1,88

1,95

100-130

70

25

158

105

120

Давление на насосах, к Г/см"

90

20-50

50—120

60-130

120

1

1 I

Тип глубинного термометра

ТПФ

ТПФ

ГСРТ-2

ГСРТ-2

ГСРТ-2

ГСРТ-2

Температура при установившемся темпе­ратурном режиме промывки, *С: устьевая аабойная

37-40-41

41—45—50

36—44

39—60

25—25,5

28—32

31

34

34

39

57

83

Температура на забое до циркуляции, *С

54-62—68

49-75

38-46,5

54

57

110

Циркуляционный градиент Га, *С/м

0,00182

0,00190

0,00304

0,00167

0,00716*

0,00425

0,00280 0,00431 •

0,00111

0.00158

0,00693

Глубина промывки, предшествующая за­бойной, м

1800

1071

* Аномалии в величине Гц вследствие предварительной промывни в башмаке.

Площадь

t.=t =f.

« »Ц А„

= P’+9’H+9h

* ПЕЦ

Р. °С

9. "С/м

Р. °с

9. "С/м

9 = 0= Г

"С/м

р = ‘т, "С

р’. "С

9′, "С/м

Карадаг

20,01

29,0

0,0121

0,0122

14,5

0.0120

0,00280

tc*

‘о-

‘о.

II

►ч

«а

23,5 4 14,5*

0,00630 4 0,00921 *

Карабаглы

0,0136

30,0

0,00487

0,00134

30,0

0,00353

Зыря

27,1

0,0104

14,5

0,0097

0,00210

14,5*

30,0»

0.00760* 0,0040 3

Гоусаны

27,0

0,0132

20,0

0,0111

0,00510

14,6* 20,0 ’

0,0081 * 0,00601

Средние значения коэффнциентои

27,7

0,0123

19,5

0,0094

0,00284

19,5

0,0064

‘Гегчай

40,0

0,0187

0,00693

‘ — для определения температур в’интервалах соответственно 0—1500 м, 0—3000 м, 3000—5000 at; ‘ — роторный и тур- бшшый способы буреиия; *—елсктробурение; * — по данным Е. И. Есьмана и Р. И. Машладзе; ’ — обработка данных Е. И. Есь — ыана и Р. И. Машладзе. При расчетах t. , I. и I. вместо Н берется текущая глубина h; величина I. определена лишь для площади

"о "а ш п

Карадаг.

Забой

скважины,

м

Температура, °С

оыходящего

раствора

Тс

на забое после спуска инструмента

ч

на забое при циркуляции

•«о

пластовая по формуле (IV. 13)

1500

26

34

33

50

2000

30

47

38

59

2500

34

55

43

68

3000

37

63

48

76

3500

41

70

52

85

41300

45

78

57

94

4500

47

87

62

103

5000

50

95

67

111

5500

52

103

74

120

6000

54

111

80

129

6500

55

120

90

138

7000

58

128

100

148

время выяснилось, что обсадная колонна повышает коэффициент теплопередачи. При бурении глубоких интервалов применяются трубы меньшего диаметра, поэтому при одних и тех же расходах промывочной жидкости турбулнзация в нижних частях скважины будет более интенсивной. Вследствие этого коэффициенты тепло­передачи в нижних частях скважины будут больше, чем в верхних.

Увеличение коэффициентов теплопередачи в скважинах глубиной 7000 м по сравнению со скважинами глубиной 4000 .к вызовет повы­шение забойных и понижение устьевых температур [43]. Следова­тельно, фактическая температура выходящего из скважины раствора при бурении на глубине 7000 м будет меньше 68° С, а температура на промывающемся забое больше 85° С.

Поскольку на глубинах 5000 м (месторождение Зыря) уже наблю­дается уменьшение темпа роста устьевых температур, то, используя зависимость (VIII.9), можно определить температуру выходящего из устья раствора при глубине 7000 м:

tje = 30 J — 0.0040Я = 30 — f 0,0040 • 7000 — 58э С.

Возможно, что с глубиной темп роста устьевых температур еще более замедлится и полученная температура будет несколько завы­шенной. Однако tT не может быть ниже 52° С, a tlu выше 148° С

*0 С

(температура пласта). Если же учесть, что скважина в процессе бурения не должна простаивать столь долгое время, чтобы темпера­тура раствора приняла температуру пласта, то более вероятным пределом следует считать температуру, которая характеризуется линией 10, т. е. принять, что tJU 114° С.

Таким образом, можно полагать, что при бурении скважины глубиной примерно 7000 м в Азербайджане забойная температура при циркуляции будет колебаться от 85 до 114° С, а температура выходящего из нее раствора от 52 до 68° С.

Если принять средние значения указанных устьевых и забойных температур, то ориентировочно можно считать, что при циркуляции раствора в скважине глубиной около 7000 м наименьшая темпера­тура па забое будет около 100° С, а средняя температура выходящего из скважины раствора 60° С.

Можно полагать, что линия наименьших забойных температур 5 при глубине более 4000—5000 м пойдет по кривой АВ. Такое пред — иоложение справедливо для скважин Мексиканского побережья [9].

В соответствии с рис. 62 составлена табл. 39, в которой предста­влены осредненные значения температур в скважинах Азербайджана глубиной 7000 м. Устьевые температуры для глубин более 4000 м рассчитаны по формуле (VIII.9).

Оставить комментарий