Кровоснабжение и иннервация. Температура воды, нагнетаемой в продуктивный пласт для вытеснения нефти, ниже температуры пласта

Температура воды, нагнетаемой в продуктивный пласт для вытеснения нефти, ниже температуры пласта. В процессе нагнетания тепло от пласта передается в ствол скважины и слегка нагревает нагнетаемую воду. Однако скорости нагнетания воды, как правило, настолько велики, что температура в ближней от ствола зоне остается близкой к температуре нагнетаемой воды. В этом случае данные системы DTS будут показывать присутствие холодной нагнетаемой воды в стволе скважины вплоть до самого низшего интервала поступления воды, но не выявят различий между зонами, в которые поступает вода, и зонами, куда она не поступает. Как только нагнетание прекращается, к стволу скважины начинает поступать тепло от удаленного коллектора (идет нагрев). Интервалы продуктивного пласта с наибольшей приемистостью остыли на большее радиальное расстояние от скважины, они нагреваются значительно медленней. Величина этого эффекта зависит от скорости нагнетания, проницаемости интервала, продолжительности нагнетания и теплофизических свойств флюида и горной породы.

Установки системы DTS особо пригодны для контроля медленных проявлений ретротермального эффекта, на которые даже после сравнительно кратковременных периодов нагнетания в течение одного или двух дней может потребоваться несколько суток. После длительных периодов нагнетания ретротермальный эффект может оказаться соответственно более продолжительным, поскольку теплота, идущая на повышение температуры в стволе скважины, поступает от удаленных участков коллектора. На самом деле время, необходимое на выделение изменений проницаемости в продуктивном пласте на фоне ретротермального температурного профиля, представляет значительную долю от времени нагнетания. Компьютерная модель температуры в скважине по завершении 10-дневного нагнетания в слоистый коллектор, приведенная на рис. 2, иллюстрирует значимость и ограничения ретротермального аналитического метода, во время нагнетания температура в стволе скважины (и DTS) оставалась близкой к температуре воды, нагнетаемой с поверхности (1). Когда нагнетание прекратилось, приток теплоты из глубины породы начал опять нагревать охлажденные водой участки скважины и пласта. Там, где в породу нагнетаемая вода не посту пала (на глубине до 1300 м за первые 24 часа произошло значительное увеличение температуры. Однако нагрев участков пласта, в которые поступило наибольшее количество нагнетаемой воды (от 1300 м до 1525 м до геотермального градиента происходил существенно дольше. По завершении суток наблюдалось значительное увеличение температуры в пластовых слоях с проницаемостью 10 мД, но в слое с проницаемостью 100 мД скопи лось так много воды, что на протяжении нескольких дней рост температуры в нем не наблюдался.

Заключение

Волоконно-оптические установки DTS быстро распространяются по нефтяным месторождениям. Они дают надежное и экономически эффективное решение проблемы измерений, достоинством которого является то, что температурные данные реагируют на потоки как внутри, так и снаружи обсадной колонны Компания Petroleum DevelopmentOman (PDO) применяет установки DTS в течение большего времени, чем другие нефтедобывающие компании, она первой в мире установила систему в горизонтальную нагнетательную скважину. Управляющий технологическим процессом компании PDO Джо Страчча (Joe Straccia) отмечает, что основное достоинство системы в том, что она работает в реальном времени. Хотя и прежде компания PDO могла получать температурные отсчеты по всей длине ствола скважины, однако для этого требовался каротаж. Это означало закрытие скважины с прекращением добычи нефти. Получение от системы DTS данных в реальном времени позволило компании PDO принимать продуманные решения по оптимизации характеристик скважины.

Компания считает, что поступающая от системы DTS информация позволяет увеличить производительность

некоторых скважин на 10-20%.

Кровоснабжение и иннервация