Термометричні дослідження видобувних нафтових і газових свердловин

Відомо, що температура пластових флюїдів (нафти, газу і води) дорівнює геотермічній температурі на глибині залягання продуктивних горизонтів.

Піднімаючись вверх по стовбуру свердловини, потік свердловинної продукції, контактуючи з переважно більш холодними стінками металевих труб, охолоджується. При незначних дебітах нафтових свердловин температура продукції на гирлі тільки на 2 – 3 °С більше від температури нейтрального температурного шару свердловини. При значних дебітах ця температура може бути вищою на 20 – 30 °С.

Фільтрація рідини та газу в пористому середовищі продуктивних пластів являється дросельним процесом. При умові збереження постійного тепловмісту свердловинної продукції зміна температури D Т за рахунок дросельних процесів визначається наступною наближеною формулою:

DТ = e× DР, (7.1)

де e - коефіцієнт Джоуля-Томсона, К/кг/м³ (для нафти e_н=0, 41-0, 61; для води e_в=0, 24, і для газу e_г=3, 5-4, 08).

Значення цього коефіцієнту є позитивним при фільтрації через порове середовище рідини (її температура зростає) та від’ємним при фільтрації газу. При значних депресіях D Р температура нафти на вибої свердловини може виявитись на 4 – 6 °С вища від пластової, а температура газу, навпаки, може зменшитись на 20 – 40 °С.

У видобувних нафтових свердловинах, які експлуатують кілька продуктивних горизонтів, свердловинна продукція поступає на вибій із різними температурами і, піднімаючись вверх та змішуючись між собою, температури різних потоків вирівнюються.

Зміна температури висхідного нафтового потоку в межах кількох продуктивних горизонтів підпорядковується калометричному закону, тобто:

С_н× Q _н × DТ _н + С_в× Q _в × DТ _в = 0, (7.2)

де С _н та С _в – теплоємність продукції верхнього та нижнього горизонтів; Q _н та Q _в – відповідно, витрата газорідинної суміші цих горизонтів; D Т _н – зміна температури (по відношенню до пластової) при поступленні свердловинної продукції в нижній пласт; D Т _в – ця ж зміна на рівні продуктивного пласта (рис.7.1).

а) б)

Рис. 7.1 – Вплив процесу змішування потоків на загальну температуру

суміші (а) та термограма свердловини при наявності кількох продуктивних пропластків (б)

Співвідношення (7.1) дозволяє на основі аналізу термограм діючих свердловин виділити продуктивні пропластки і встановити з певною мірою точності їх продуктивність.

Як показано на рисунку 7.1 а, продукція двох горизонтів, змішуючись між собою, отримує якусь температуру Т _у, яка відрізняється від умовної геотерми Т, отриманої шляхом термодинамічних досліджень свердловини після тривалої її зупинки.

Фактичні лінії термометричних досліджень свердловин мають, як правило, складний характер (рис. 7.1, б). Їх якісна інтерпретація можлива при співставленні даних термографічних геофізичних методів виявлення глибини залягання та товщини продуктивних пропластків та даних їх дебітометрії.

Детальніше проведення таких досліджень розглядається в наступному розділі.