RU2549663C1 - Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well - Google Patents
Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2549663C1 RU2549663C1 RU2013151556/03A RU2013151556A RU2549663C1 RU 2549663 C1 RU2549663 C1 RU 2549663C1 RU 2013151556/03 A RU2013151556/03 A RU 2013151556/03A RU 2013151556 A RU2013151556 A RU 2013151556A RU 2549663 C1 RU2549663 C1 RU 2549663C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- temperature
- tubing
- circulation system
- annulus
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств (тепло - и температуропроводности) пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом.The present invention relates to the oil and gas industry and relates to the determination of thermal properties (heat and thermal diffusivity) of rocks that make up the well section and the formation as a whole.
Распространенным методом удаления парафинистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), уменьшающих живое сечение колонны НКТ и приводящее к снижению ее пропускной способности при добыче высоковязких парафинистых нефтей является тепловой метод депарафинизации скважин с помощью закачки в них теплоносителей, например, горячей нефти.A common method for removing paraffin deposits on the inner surface of tubing (tubing) that reduces the live section of the tubing string and reduces its throughput in the production of highly viscous paraffinic oils is the thermal method of dewaxing wells by pumping coolants, for example, hot oil.
Для определения тепло- и температуропроводности горных пород разработан метод с применением подвижного сосредоточенного бесконтактного источника тепловой энергии и установка на его основе («Теплофизические свойства горных пород», Бабаев В.В., Будымка В.Ф., Сергеева Т.А. и др. - М.: Недра, 1987, - с.37-38).To determine the heat and thermal diffusivity of rocks, a method was developed using a mobile concentrated non-contact source of thermal energy and an installation based on it ("Thermophysical properties of rocks", Babaev VV, Budymka VF, Sergeeva TA, etc. . - M .: Nedra, 1987, p. 37-38).
Отмеченная установка состоит из подвижной платформы, на которой размещается эталонный образец и исследуемый керн оптического излучателя мощностью 0,5-5,0 Вт, служащего источником тепловой энергии, бесконтактного датчика температуры, представляющего собой низкотемпературный радиометр с чувствительностью 0,10С, самопишущего потенциометра КСП-4 и блока питания.The noted installation consists of a movable platform on which the reference sample and the studied core of an optical emitter with a power of 0.5-5.0 W, which serves as a source of thermal energy, a non-contact temperature sensor, which is a low-temperature radiometer with a sensitivity of 0.10C, a self-recording potentiometer KSP- 4 and power supply.
В эксперименте подвижная платформа с расположенными на ней образцами горных пород перемещается с постоянной скоростью от 0,3 до 1,0 см/с. При этом поверхность образцов нагревается в заданной точке (по линии) лучом лазера и через определенное время температура этой поверхности фиксируется бесконтактным датчиком.In the experiment, a mobile platform with rock samples located on it moves at a constant speed from 0.3 to 1.0 cm / s. In this case, the surface of the samples is heated at a given point (along the line) by a laser beam and after a certain time the temperature of this surface is detected by a non-contact sensor.
К существенным недостаткам отмеченного метода и установки необходимо отнести отсутствие моделирования термобарических условий залегания горных пород. В частности, как показывает опыт, коэффициенты тепло- и температуропроводности значительно зависят от температуры, что не обеспечивает достоверности измерений при температурах, превышающих комнатную (20°С).Significant disadvantages of the noted method and installation include the lack of modeling of thermobaric conditions of occurrence of rocks. In particular, experience shows that the coefficients of heat and thermal diffusivity are significantly dependent on temperature, which does not provide reliable measurements at temperatures exceeding room temperature (20 ° C).
В этой связи представляет интерес метод определения тепловых свойств горных пород в условиях их естественного залегания. В работе (Николаев С.А., Николаева Н.Г., Саламатин А.Н. «Теплофизика горных пород». - Казань: Изд-во КГУ, 1987, с.66-73) представлен скважинный метод определения температуропроводности горных пород пласта, основанный на восстановлении температуры в скважине после ее остановки.In this regard, it is of interest to determine the thermal properties of rocks in conditions of their natural occurrence. The work (Nikolaev S.A., Nikolaeva N.G., Salamatin A.N. “Thermal Physics of Rocks.” - Kazan: KSU Publishing House, 1987, pp. 66-73) presents a borehole method for determining the thermal diffusivity of formation rocks based on the restoration of temperature in the well after it is stopped.
Вокруг действующей скважины естественное температурное поле, как правило, бывает нарушено за счет теплообмена движущегося в ней потока жидкости с окружающей средой. Процесс восстановления температуры, который начинается после остановки последней, зависит от многих факторов, в том числе от предыстории эксплуатации скважины, ее конструкции, тепловых характеристик ее элементов и окружающего горного массива.Around the existing well, the natural temperature field, as a rule, is disturbed due to heat exchange of the fluid flow moving in it with the environment. The process of temperature recovery, which begins after the latter has stopped, depends on many factors, including the history of the operation of the well, its design, the thermal characteristics of its elements and the surrounding massif.
Недостатками данной методики являются сложность и длительность проведения эксперимента и отсутствие измерения коэффициента теплопроводности пород.The disadvantages of this technique are the complexity and duration of the experiment and the lack of measurement of the coefficient of thermal conductivity of rocks.
Кроме отмеченного, оба описанные выше аналога не позволяют определять коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к потоку в затрубном пространстве в циркуляционной системе скважины.In addition to the above, both analogs described above do not allow determining the heat transfer coefficients from the coolant in the tubing to the flow in the annulus in the borehole circulation system.
Наиболее близким к сущности предлагаемого изобретения является модифицированный метод (способы А и В) определения тепло- и температуропроводности горных пород, окружающих скважину, по темпу восстановления температуры бурового раствора после нарушения установившегося теплового поля (Яковлев Б.А. «Прогнозирование нефтегазоносности недр по данным геотермии», М: Недра, 1996, с.47-56).Closest to the essence of the present invention is a modified method (methods A and B) for determining the thermal and thermal diffusivity of rocks surrounding a well by the rate of restoration of the temperature of the drilling fluid after a violation of the established heat field (B. Yakovlev, “Forecasting the oil and gas potential of mineral resources according to geothermal data ", M: Nedra, 1996, p. 47-56).
Способ А учитывает влияние на восстановление нарушенных температур в скважине цементного кольца в затрубном пространстве. При этом рассматривается однородный пласт, вскрытый вертикальной обсаженной скважиной, заполненной жидкостью. Пласт имеет одинаковую температуру t∞, такая же температура и у заполняющей жидкости (длительно простаивающая скважина). После нарушения однородного температурного поля (например, промывкой скважины) оно восстанавливается с темпом, зависящим от интенсивности промывки, конструкции скважины, тепловых свойств затрубного цемента и окружающих пород.Method A takes into account the effect on the restoration of violated temperatures in the well of the cement ring in the annulus. In this case, a homogeneous formation is revealed, opened by a vertical cased well filled with liquid. The reservoir has the same temperature t∞, the same temperature and the filling fluid (long idle well). After a violation of a uniform temperature field (for example, flushing a well), it is restored at a rate that depends on the intensity of flushing, the design of the well, the thermal properties of the annular cement and surrounding rocks.
Методика проведения скважинных экспериментов с целью получения исходных данных для определения тепло- и температуропроводности заключается в следующем:The methodology for conducting downhole experiments in order to obtain initial data for determining heat and thermal diffusivity is as follows:
- выбирается длительно простаивающая скважина с достаточно толстыми однородными пластами;- a long idle well with sufficiently thick homogeneous formations is selected;
- регистрируется установившаяся естественная температура по стволу скважины (геотермограмма);- the steady-state natural temperature is recorded along the wellbore (geothermogram);
- производится промывка скважины (при которой необходимо за 1-2 часа полностью заменить заполняющую ее жидкость и в течение всего этого времени должна регистрироваться температура вытекающей жидкости);- the well is flushed (in which it is necessary to completely replace the fluid filling it in 1-2 hours and the temperature of the outflowing fluid should be recorded throughout this time);
- перед окончанием промывки производится термозамер по стволу скважины в исследуемом интервале глубин;- before the end of the washing, thermal measurement is carried out along the wellbore in the studied depth interval;
- последующие термозамеры в этом же интервале производятся через 1, 4, 8, 24 часа простоя скважины после промывки.- subsequent temperature measurements in the same interval are made after 1, 4, 8, 24 hours of downtime after flushing.
Особенностями способа определения тепловых свойств с использованием интегрального преобразования Лапласа являются: учет в математической модели влияния на температурное поле скважины тепловых свойств цементного кольца и возможность применения численных итерационных методов минимизации невязок, реализуемых с помощью ЭВМ.The features of the method for determining thermal properties using the Laplace integral transform are: taking into account in the mathematical model the influence of the thermal properties of the cement ring on the temperature field of the well and the possibility of using numerical iterative methods to minimize the residuals realized by a computer.
Способ В (упрощенный статистический метод), реализация которого возможна также с применением ЭВМ, базируется на решении задачи остывания цилиндра бесконечной длины, конечного диаметра в безграничной однородной среде, когда передача тепла в ней от теплоносителя происходит по закону теплопроводности.Method B (a simplified statistical method), the implementation of which is also possible with the use of a computer, is based on solving the problem of cooling a cylinder of infinite length, finite diameter in an unlimited homogeneous medium, when heat transfer in it from the coolant occurs according to the law of heat conduction.
В решении задачи допускается, что в пределах изучаемых слоев пород, литологически однородных, изменение теплового поля незначительно; влияние границ раздела (подстилающих и перекрывающих слоев) имеет место только в интервалах, непосредственно прилегающих к этим разделам; влияние конвекции вследствие значительно выраженной вязкости глинистого раствора невелико; диаметр скважины в пределах изучаемого интервала разреза не изменяется.In solving the problem, it is assumed that within the studied rock layers, lithologically homogeneous, the change in the thermal field is insignificant; the influence of interfaces (underlying and overlapping layers) takes place only in the intervals directly adjacent to these sections; the effect of convection due to the pronounced viscosity of the clay solution is small; the diameter of the well within the studied section interval does not change.
Недостатком способов А и В является невысокая точность определения средних интегральных значений тепло- и температуропроводности пород по разрезу скважины.The disadvantage of methods A and B is the low accuracy of determining the average integral values of the thermal and thermal diffusivity of the rocks along the well section.
Сопоставление результатов определения теплопроводности λ и температуропроводности а пород по темпу восстановления температуры с данными лабораторных определений, проведенное Б.А. Яковлевым, показывает, что в способах А и В величины тепло- и температуропроводности завышены. При определениях тепловых свойств по статистической методике (способ В) породы по λ, и а слабее дифференцированы (особенно по а).Comparison of the results of determining the thermal conductivity λ and thermal diffusivity a of rocks by the rate of temperature recovery with the data of laboratory definitions, conducted by B.A. Yakovlev, shows that in methods A and B, the values of heat and thermal diffusivity are overestimated. When determining thermal properties by a statistical method (method B), rocks according to λ and a are less differentiated (especially according to a ).
Принципиальным недостатком прототипа является отсутствие измерения коэффициентов теплопередачи от теплоносителя в НКТ к потоку в затрубном пространстве и длины циркуляционной системы скважины.The principal disadvantage of the prototype is the lack of measurement of heat transfer coefficients from the coolant in the tubing to the flow in the annulus and the length of the circulation system of the well.
Целью изобретения является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.The aim of the invention is to improve the accuracy of measuring the average integral value of the thermal conductivity of the rocks along the well section and determining the heat transfer coefficients through the tubing and through the casing, as well as the length of the circulation system of the well.
Поставленная цель достигается тем, что в соответствии с известным способом (прототипом) выбирается остановленная скважина, производится ее промывка, регистрируется температура вытекающей промывочной жидкости, при этом в отличие от прототипа закачка горячей жидкости (теплоносителя) производится через затрубное пространство, на входе в него температура этой жидкости меняется по периодическому закону и регистрируется, а коэффициент теплопроводности λп и коэффициенты теплопередачи через НКТ k1 и обсадную колонну k2, а также длина циркуляционной системы скважины h вычисляются по следующим формулам:This goal is achieved by the fact that in accordance with the known method (prototype), a stopped well is selected, it is flushed, the temperature of the outgoing flushing fluid is recorded, while in contrast to the prototype, hot fluid (coolant) is injected through the annulus, at the temperature inlet this fluid is changed according to a periodic law, and recorded, and the thermal conductivity λ n and tubing through the heat transfer coefficients k 1 and k 2 the casing, and the length of loop h translational wellbore system are calculated using the following formulas:
где a, b и Bi находятся из решения системы уравнений:where a , b and Bi are found from the solution of the system of equations:
Условные обозначения:Legend:
Аэ, ϕэ - амплитуда и сдвиг фаз, найденные путем обработки замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;And e , ϕ e is the amplitude and phase shift found by processing the measured temperature at the outlet of the circulation system;
pэ, qэ, - параметры, характеризующие среднюю составляющую температуры на выходе из циркуляционной системы и найденные путем обработки замеренной температуры;p e , q e , - parameters characterizing the average component of the temperature at the outlet of the circulation system and found by processing the measured temperature;
t1, tn - безразмерное время начала и конца интервала, в котором ведется обработка замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;t 1 , t n is the dimensionless time of the beginning and end of the interval in which the measured temperature is processed at the outlet of the circulation system;
h - длина циркуляционной системы, м;h is the length of the circulation system, m;
Тm - средняя температура на входе в затрубное пространство, °С;T m - average temperature at the entrance to the annulus, ° C;
В - температура нейтрального слоя, °С;B is the temperature of the neutral layer, ° C;
θm1(t1,0), θm1(tn,0) - безразмерные температуры на выходе из НКТ в моменты t1, tn, определяемые формуламиθ m1 (t 1 , 0), θ m1 (t n , 0) are dimensionless temperatures at the outlet of the tubing at moments t 1 , t n defined by the formulas
гдеWhere
а функция φ(t) может быть вычислена по формулеand the function φ (t) can be calculated by the formula
η, ξ, - параметры, определяемые выражениями:η, ξ, are the parameters defined by the expressions:
η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)],η = Re [ψ 1 (iw, 0)], ξ = Im [ψ 1 (iw, 0)],
где i - мнимая единица; Re, Im - действительная и мнимая части функцииwhere i is the imaginary unit; Re, Im - real and imaginary parts of the function
K0(z), K1(z )- функции Бесселя мнимого аргумента второго рода нулевого и первого порядка, a s=iw;K 0 (z), K 1 (z) - Bessel functions of an imaginary argument of the second kind of zero and first order, as = iw;
w=ω·τ0, ω - частота колебаний температуры, τ0 - характерное время процесса в часах, указывающее на время, за которое тепловое возмущение распространится вокруг скважины на величину
v1, v2,- скорости потока в НКТ и в затрубном пространстве, м/час;v 1 , v 2 , - flow rates in the tubing and in the annulus, m / h;
G=f1,2 ρv1,2 - массовый расход, кг/час;G = f 1,2 ρv 1,2 - mass flow rate, kg / h;
f1, f2 - площади поперечных сечений НКТ и затрубного пространства, соответственно, м2;f 1 , f 2 - the cross-sectional area of the tubing and annulus, respectively, m 2 ;
cр - теплоемкость кДж/(кг*К);c p - heat capacity kJ / (kg * K);
ρ - плотность, кг/м3;ρ is the density, kg / m 3 ;
r1, r2 - внутренние радиусы НКТ и обсадной колонны, м;r 1 , r 2 - internal radii of the tubing and casing, m;
k1, k2 - коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к жидкости в затрубном пространстве и от теплоносителя в затрубном пространстве к окружающим скважину породам, соответственно, Вт/(м2*К);k 1 , k 2 - heat transfer coefficients from the coolant in the tubing to the fluid in the annulus and from the coolant in the annulus to the rocks surrounding the well, respectively, W / (m 2 * K);
λn - коэффициент теплопроводности окружающих скважину пород, Вт/(м2*К);λ n is the coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / (m 2 * K);
Bi - безразмерный критерий Био, Bi=k2
/2„; / 2 „;
KГ - безразмерный параметр вида KГ=Гh/(Tm-В).K G - dimensionless parameter of the form K G = Gh / (T m -B).
Предлагаемое изобретение можно описать следующим образом. Перед началом промывки скважину останавливают и выдерживают до тех пор, пока температурное поле в ней не примет вид геотермического распределения. Далее начинается промывка скважины через затрубное пространство. Существенным моментом промывки является то, что температура на входе в него является функцией времени и изменяется по периодическому закону. В этом случае наступает регулярный режим теплообмена, при котором температурное поле в скважине перестает зависеть от начальных данных и определяется периодическими колебаниями температуры на входе. При наступлении такого режима в тепловой обработке скважины температура на выходе из нее содержит много полезной информации о теплообменных процессах в потоке теплоносителя.The invention can be described as follows. Before flushing, the well is stopped and maintained until the temperature field in it takes the form of a geothermal distribution. Next, flushing the well through the annulus begins. An essential point of washing is that the temperature at the inlet to it is a function of time and varies according to a periodic law. In this case, a regular heat transfer regime occurs, in which the temperature field in the well ceases to depend on the initial data and is determined by periodic fluctuations in the input temperature. When such a regime occurs in the heat treatment of a well, the temperature at the exit from it contains a lot of useful information about heat transfer processes in the heat carrier stream.
Температурное поле в случае регулярного режима теплообмена формируется как суперпозиция двух полей, обусловленного средней температурой на входе в скважину и наведенного периодическими колебаниями температуры. Температура в скважине, обусловленная средней температурой на входе, вычисляется по формулам:The temperature field in the case of a regular heat transfer mode is formed as a superposition of two fields, due to the average temperature at the entrance to the well and induced by periodic temperature fluctuations. The temperature in the well, due to the average temperature at the inlet, is calculated by the formulas:
Здесь функции U1,2, и Z1,2 определяются следующими выражениями:Here, the functions U 1,2 , and Z 1,2 are defined by the following expressions:
, ,
, ,
где λ1,2, и функция φ(t) могут быть вычислены по формулам (4), (5).where λ 1,2 , and the function φ (t) can be calculated by formulas (4), (5).
Связь размерных и безразмерных переменных осуществляется следующими выражениямиThe relationship of dimensional and dimensionless variables is carried out by the following expressions
где τ - время промывки, час;where τ is the washing time, hour;
z - координата сечения скважины, отсчитываемая от устья, м;z - coordinate of the well section, counted from the wellhead, m;
T1,2 - температуры в НКТ и затрубном пространстве соответственно;T 1,2 - temperature in the tubing and annulus, respectively;
Т0=Гz+В, °С.T 0 = Гz + В, ° С.
Если температура на входе в затрубное пространство скважины изменяется со временем по периодическому закону, то ее всегда можно представить в следующем видеIf the temperature at the entrance to the annulus of the well varies with time according to a periodic law, then it can always be represented in the following form
где Af - амплитуда, а ω - частота колебаний температуры на входе в циркуляционную систему, или, используя (11), в безразмерной формеwhere A f is the amplitude, and ω is the frequency of temperature fluctuations at the entrance to the circulation system, or, using (11), in dimensionless form
Используя теорию функций комплексного переменного, можно получить формулы, определяющие периодическую составляющую температурного поля в скважине:Using the theory of functions of a complex variable, one can obtain formulas that determine the periodic component of the temperature field in the well:
где, как и ранее, s=iw, i - мнимая единица; Im - означает мнимую часть соответствующих комплексных функций:where, as before, s = iw, i is the imaginary unit; Im - means the imaginary part of the corresponding complex functions:
в которых величины ψ1, ψ2 вычисляются по формулам:in which the quantities ψ 1 , ψ 2 are calculated by the formulas:
Величины µ1,2,
Таким образом, при периодическом изменении температуры на входе в затрубное пространство скважины с течением времени наступает регулярный режим теплообмена. При этом температурное поле может быть рассчитано по следующим формулам:Thus, with a periodic change in temperature at the entrance to the annulus of the well over time, a regular heat transfer regime occurs. In this case, the temperature field can be calculated by the following formulas:
Функции θm1(t,x),θm2(t,x), θp1(t,x), θp2(t,x) находятся из выражений (9), (10), (14). Выражения (14)-(16) являются оригинальными и приводятся впервые.The functions θ m1 (t, x), θ m2 (t, x), θ p1 (t, x), θ p2 (t, x) are found from expressions (9), (10), (14). Expressions (14) - (16) are original and are given for the first time.
Вычислительные эксперименты, проведенные с использованием формул (16) позволяют сделать следующие выводы:Computational experiments conducted using formulas (16) allow us to draw the following conclusions:
- амплитуда колебаний температуры на выходе из НКТ существенно отличается от амплитуды колебаний входной температуры. Этот факт объясняется интенсивным теплообменом скважины с окружающим ее массивом горных пород;- the amplitude of the temperature fluctuations at the outlet of the tubing differs significantly from the amplitude of the fluctuations in the input temperature. This fact is explained by the intense heat exchange of the well with the surrounding rock mass;
- имеется сдвиг по фазе колебаний температуры на входе в затрубное пространство и на выходе из НКТ;- there is a phase shift in temperature fluctuations at the entrance to the annulus and at the exit of the tubing;
- средняя температура слабо зависит от времени и в достаточно широком диапазоне может быть аппроксимирована линейным законом. В частности, если период колебаний значительно меньше продолжительности промывки скважины, то в интервале времени, имеющем порядок периода колебаний, линейная аппроксимация вполне оправдана.- the average temperature weakly depends on time and in a fairly wide range can be approximated by a linear law. In particular, if the oscillation period is much shorter than the well flushing duration, then in the time interval having the order of the oscillation period, a linear approximation is quite justified.
Первые два факта свидетельствуют о том, что если замерить температуру на выходе и по полученным данным определить амплитуду колебаний выходной температуры и сдвиг фаз, то сравнение этих значений с полученными теоретическими выражениями приводит к двум уравнениям для определения каких-либо параметров, в частности параметров а и b, связанных с коэффициентами теплопередачи. Третий факт говорит о том, что если в процессе закачки на выходе из НКТ скважины произвести замеры температуры и выделить среднюю ее составляющую на текущий момент, то сравнивая ее с θm1(t,x) можно получить третье уравнение для вычисления параметра Bi, зависящего от теплопроводности пород.The first two facts indicate that if we measure the outlet temperature and determine the amplitude of the fluctuations of the outlet temperature and the phase shift from the obtained data, then comparing these values with the obtained theoretical expressions leads to two equations for determining any parameters, in particular, parameters a and b associated with heat transfer coefficients. The third fact suggests that if during the injection process at the exit from the tubing of the well we measure the temperature and select its average component at the current moment, comparing it with θ m1 (t, x) we can obtain the third equation for calculating the parameter Bi, depending on thermal conductivity of rocks.
Обработка экспериментальных данныхProcessing experimental data
Из вышесказанного следует, что для определения тепловых свойств необходимо знать среднюю составляющую температуры, амплитуду колебаний и сдвиг фаз. Вычисление указанных параметров осуществляется по следующему алгоритму. Пусть Tэi, τi - замеренные значения температуры и соответствующие моменты времени, 1≤i≤n, где n - число замеров. Ранее было отмечено, что температура на устье скважины (как входная, так и выходная) достаточно хорошо аппроксимируется выражениемFrom the foregoing, it follows that in order to determine the thermal properties, it is necessary to know the average component of the temperature, the amplitude of the oscillations, and the phase shift. The calculation of these parameters is carried out according to the following algorithm. Let T ei , τ i be the measured temperature values and the corresponding time instants, 1≤i≤n, where n is the number of measurements. It was previously noted that the temperature at the wellhead (both inlet and outlet) is approximated fairly well by the expression
где р, q, А, ϕ - параметры, требующие определения из анализа экспериментальных данных.where p, q, A, ϕ are parameters requiring determination from the analysis of experimental data.
Для нахождения величин р, q, А, ϕ используется метод наименьших квадратов. Суть его состоит в том, что рассматривается функционал видаTo find the quantities p, q, A, ϕ, the least squares method is used. Its essence is that we consider a functional of the form
Здесь ti, θэi - безразмерное время и соответствующее безразмерное значение, замеренной на устье скважины температуры. Значения р, q, А, ϕ находятся из условия минимума рассматриваемого функционала:Here t i , θ ei is the dimensionless time and the corresponding dimensionless value measured at the wellhead temperature. The values of p, q, A, ϕ are found from the minimum condition for the functional in question:
Алгоритмы, решающие задачу (18), реализованы в современных компьютерных пакетах. Например, в пакете «Математика» эта задача решается с помощью одного оператора:Algorithms that solve problem (18) are implemented in modern computer packages. For example, in the package “Mathematics” this problem is solved using one operator:
FindFit[data, p+q*t+A*Sin[w*t+ϕ], {р,q,A,ϕ},t},FindFit [data, p + q * t + A * Sin [w * t + ϕ], {p, q, A, ϕ}, t},
где data - имя массива с экспериментальными данными.where data is the name of the array with experimental data.
Предложенный алгоритм обработки экспериментальных данных достаточно точно позволяет определить как среднюю составляющую температурного поля, так и периодическую при небольшом количестве замеров. При этом находятся амплитуда колебаний температуры и сдвиг фаз.The proposed experimental data processing algorithm allows us to accurately determine both the average component of the temperature field and the periodic one with a small number of measurements. In this case, the amplitude of the temperature fluctuations and the phase shift are found.
Расчетные формулы для определения тепловых свойств.Calculation formulas for determining thermal properties.
Оценка тепловых свойств скважины проводится на основе анализа температуры на выходе из НКТ. Учитывая равенства (9), (10), (11), (14), (16), для температуры на выходе из НКТ можно записать:The thermal properties of the well are estimated based on an analysis of the temperature at the outlet of the tubing. Given equalities (9), (10), (11), (14), (16), for the temperature at the outlet of the tubing, we can write:
где i - мнимая единица.where i is the imaginary unit.
Функция ψ1(iw,0) является комплексной функцией, то естьThe function ψ 1 (iw, 0) is a complex function, i.e.
ψ1(iw,0)=η+iξ, η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)].ψ 1 (iw, 0) = η + iξ, η = Re [ψ 1 (iw, 0)], ξ = Im [ψ 1 (iw, 0)].
Следовательно, равенство (19) может быть переписано в видеTherefore, equality (19) can be rewritten in the form
где χ=arctg(ξ/η).where χ = arctan (ξ / η).
Сравнивая выражение (20) с результатами обработки замеров температуры на выходе из НКТ, получаем систему из четырех уравнений:Comparing expression (20) with the results of processing measurements of temperature at the outlet of the tubing, we obtain a system of four equations:
Индекс «э», как и ранее, указывает на параметры, полученные на основе обработки экспериментальных данных.Index "e", as before, indicates the parameters obtained on the basis of experimental data processing.
Анализ полученной системы показывает, что первые три уравнения могут быть использованы для определения а, b, Bi, а четвертое уравнение дает оценку длины циркуляционной системы. Это связано с тем, что сдвиг фаз практически не зависит от Bi и мало зависит от параметров а, b в широком диапазоне их изменения. Сдвиг фаз определяется частотой колебании температуры и параметром K1t+K2t, характеризующим время прохода теплоносителя по всему каналу его движения. Так, при 0<a<1,0<b<4 сдвиг фаз хорошо описывается уравнениямиAn analysis of the resulting system shows that the first three equations can be used to determine a , b, Bi, and the fourth equation gives an estimate of the length of the circulation system. This is due to the fact that the phase shift is practically independent of Bi and little depends on the parameters a , b in a wide range of their changes. The phase shift is determined by the frequency of the temperature fluctuation and the parameter K 1t + K 2t , which characterizes the passage of the coolant through the entire channel of its movement. So, for 0 < a <1.0 <b <4, the phase shift is well described by the equations
Из четвертого уравнения вышеуказанной системы находятся формулы для оценки длины циркуляционной системы скважины (2), а первые три уравнения образуют систему (3), определяющую параметры а, b, Bi. Зная величины а, b, Bi и используя формулы (1), можно найти коэффициенты теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну скважины k1, k2 соответственно, а также коэффициент теплопроводности пород λn.From the fourth equation of the above system, formulas for estimating the length of the circulation system of the well (2) are found, and the first three equations form a system (3) that determines the parameters a , b, Bi. Knowing the values of a, b, Bi and using formulas (1), we can find the heat transfer coefficients through the tubing and through the casing of the well k 1 , k 2, respectively, as well as the thermal conductivity of the rocks λ n .
Измеряя температуры на входе в скважину и выходе из НКТ, можно определить их среднюю составляющую, амплитуду колебаний температуры и сдвиг фаз. По экспериментальным данным вычисляются коэффициенты теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также коэффициент теплопроводности, окружающих скважину пород, и длину циркуляционной системы скважины.By measuring the temperature at the entrance to the well and exit from the tubing, it is possible to determine their average component, the amplitude of the temperature fluctuations and phase shift. According to experimental data, heat transfer coefficients through the tubing and through the casing are calculated, as well as the coefficient of thermal conductivity surrounding the well bore and the length of the circulation system of the well.
Полученные результаты, в частности, позволяют более достоверно определять распределение температуры по стволу скважины и вследствие этого повысить эффективность процесса тепловой депарафинизации скважины, что, в конечном счете, увеличит ее текущий дебит.The results obtained, in particular, make it possible to more reliably determine the temperature distribution along the wellbore and, as a result, increase the efficiency of the process of thermal dewaxing of the well, which, ultimately, will increase its current production rate.
Таким образом, при осуществлении тепловой обработки скважины в режиме периодического измерения температуры на входе в затрубное пространство с течением времени наступает регулярный режим теплообмена. В этом случае температурное поле не зависит от начальных данных и является суперпозицией средней температуры и периодической составляющей.Thus, during the heat treatment of the well in the mode of periodically measuring the temperature at the entrance to the annulus, a regular heat transfer regime occurs over time. In this case, the temperature field is independent of the initial data and is a superposition of the average temperature and the periodic component.
Claims (1)
в которых a, b и Bi находятся из решения уравнений системы
а длина циркуляционной системы определяется формулами
где используются следующие условные обозначения:
Аэ, ϕэ - амплитуда и сдвиг фаз, найденные путем обработки замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;
pэ, qэ - параметры, характеризующие среднюю составляющую температуры на выходе из циркуляционной системы и найденные путем обработки замеренной температуры;
t1, tn - безразмерное время начала и конца интервала, в котором ведется обработка замеренной температуры на выходе из циркуляционной системы;
h - длина циркуляционной системы, м;
Tm - средняя температура на входе в затрубье, °C;
B - температура нейтрального слоя, °C;
θm1(t1,0), θm1(tn,0) - безразмерные температуры на выходе из НКТ в моменты t1, tn, определяемые формулами
где
, ϖ=a+0.5bφ(t), а функция φ(t) может быть вычислена по формуле
η, ξ - параметры, определяемые выражениями:
η=Re[ψ1(iw,0)], ξ=Im[ψ1(iw,0)],
где i - мнимая единица; Re, Im - действительная и мнимая части функции
K0(z), K1(z) - функции Бесселя мнимого аргумента второго рода нулевого и первого порядка, а s=iw;
w=ω·τ0, ω - частота колебаний температуры, τ0 - характерное время процесса в часах, указывающее на время, за которое тепловое возмущение распространится вокруг скважины на величину
Kt1=τ1/τ0, Kt2=τ2/τ0, τ1=h/v1, τ2=h/v2, v1, v2 - скорости потока в НКТ и в затрубном пространстве, м/час;
G=f1, 2ρv1, 2 - массовый расход, кг/час;
f1, f2 - площади поперечных сечений НКТ и затрубного пространства, соответственно, м2;
Cp - теплоемкость кДж/(кг*К);
ρ - плотность, кг/м3;
r1, r2 - внутренние радиусы НКТ и обсадной колонны, м;
k1, k2 - коэффициенты теплопередачи от теплоносителя в НКТ к жидкости в затрубном пространстве и от теплоносителя в затрубном пространстве к окружающим скважину породам, соответственно, Вт/(м2*K);
λn - коэффициент теплопроводности окружающих скважину пород, Вт/(м2*K);
Bi - безразмерный критерий Био,
KГ - безразмерный параметр вида KГ=Гh/(Tm-B). The method of determining the coefficients of thermal conductivity of rocks, heat transfer through tubing and casing, as well as the length of the circulation system of the well, which consists in selecting a stopped well, flushing it and recording the temperature at the outlet of the circulation system, characterized in that the injection hot liquid (coolant) is produced through the annulus, while at the entrance to it the temperature of the liquid changes according to the periodic law and is recorded, and ffitsient thermal conductivity λ n and the coefficients of heat transfer through the tubing k 1 and k 2 the casing calculated by the formulas
where a , b and Bi are found from the solution of the equations of the system
and the length of the circulation system is determined by the formulas
where the following conventions are used:
And e , ϕ e is the amplitude and phase shift found by processing the measured temperature at the outlet of the circulation system;
p e , q e - parameters characterizing the average component of the temperature at the outlet of the circulation system and found by processing the measured temperature;
t 1 , t n is the dimensionless time of the beginning and end of the interval in which the measured temperature is processed at the outlet of the circulation system;
h is the length of the circulation system, m;
T m - average temperature at the entrance to the annulus, ° C;
B is the temperature of the neutral layer, ° C;
θ m1 (t 1 , 0), θ m1 (t n , 0) are dimensionless temperatures at the outlet of the tubing at moments t 1 , t n defined by the formulas
Where
, ϖ = a + 0.5bφ (t), and the function φ (t) can be calculated by the formula
η, ξ - parameters defined by the expressions:
η = Re [ψ 1 (iw, 0)], ξ = Im [ψ 1 (iw, 0)],
where i is the imaginary unit; Re, Im - real and imaginary parts of the function
K 0 (z), K 1 (z) are the Bessel functions of the imaginary argument of the second kind of zero and first order, and s = iw;
w = ω · τ 0 , ω is the frequency of temperature fluctuations, τ 0 is the characteristic process time in hours, indicating the time during which the thermal disturbance propagates around the well by
K t1 = τ 1 / τ 0 , K t2 = τ 2 / τ 0 , τ 1 = h / v 1 , τ 2 = h / v 2 , v 1 , v 2 are the flow rates in the tubing and in the annulus, m /hour;
G = f 1, 2 ρv 1, 2 - mass flow rate, kg / h;
f 1 , f 2 - the cross-sectional area of the tubing and annulus, respectively, m 2 ;
C p is the specific heat kJ / (kg * K);
ρ is the density, kg / m 3 ;
r 1 , r 2 - internal radii of the tubing and casing, m;
k 1 , k 2 - heat transfer coefficients from the coolant in the tubing to the fluid in the annulus and from the coolant in the annulus to the rocks surrounding the well, respectively, W / (m 2 * K);
λ n is the coefficient of thermal conductivity of the rocks surrounding the well, W / (m 2 * K);
Bi - dimensionless Biot criterion,
K G - dimensionless parameter of the form K G = Gh / (T m -B).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013151556/03A RU2549663C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013151556/03A RU2549663C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2549663C1 true RU2549663C1 (en) | 2015-04-27 |
RU2013151556A RU2013151556A (en) | 2015-05-27 |
Family
ID=53284846
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013151556/03A RU2549663C1 (en) | 2013-11-19 | 2013-11-19 | Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2549663C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108680600A (en) * | 2018-05-18 | 2018-10-19 | 河北世纪建筑材料设备检验有限公司 | A kind of new material test device and test method |
CN112796704A (en) * | 2019-10-28 | 2021-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Optimization and parameter optimization method for oil well hot washing paraffin removal mode |
CN115270512A (en) * | 2022-08-24 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | Optimal flow design method of closed-cycle geothermal utilization system |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771520A1 (en) * | 1979-05-16 | 1980-10-15 | Институт Технической Теплофизики Ан Украинской Сср | Method of determining thermal conduction of rocks |
GB2071319A (en) * | 1980-03-04 | 1981-09-16 | Euratom | Probe for Determination of Thermal Conductivity |
US4575260A (en) * | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Halliburton Company | Thermal conductivity probe for fluid identification |
RU2190209C1 (en) * | 2001-07-10 | 2002-09-27 | Гуров Петр Николаевич | Gear measuring thermal conductivity and volumetric heat capacity of pools in well |
RU2424420C1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for determination of heat conduction coefficient of heat insulation of heat insulated lift pipe in well |
-
2013
- 2013-11-19 RU RU2013151556/03A patent/RU2549663C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU771520A1 (en) * | 1979-05-16 | 1980-10-15 | Институт Технической Теплофизики Ан Украинской Сср | Method of determining thermal conduction of rocks |
GB2071319A (en) * | 1980-03-04 | 1981-09-16 | Euratom | Probe for Determination of Thermal Conductivity |
US4575260A (en) * | 1984-05-10 | 1986-03-11 | Halliburton Company | Thermal conductivity probe for fluid identification |
RU2190209C1 (en) * | 2001-07-10 | 2002-09-27 | Гуров Петр Николаевич | Gear measuring thermal conductivity and volumetric heat capacity of pools in well |
RU2424420C1 (en) * | 2010-02-01 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for determination of heat conduction coefficient of heat insulation of heat insulated lift pipe in well |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108680600A (en) * | 2018-05-18 | 2018-10-19 | 河北世纪建筑材料设备检验有限公司 | A kind of new material test device and test method |
CN108680600B (en) * | 2018-05-18 | 2021-05-07 | 河北世纪建筑材料设备检验有限公司 | Novel material testing device and testing method |
CN112796704A (en) * | 2019-10-28 | 2021-05-14 | 中国石油化工股份有限公司 | Optimization and parameter optimization method for oil well hot washing paraffin removal mode |
CN112796704B (en) * | 2019-10-28 | 2023-07-28 | 中国石油化工股份有限公司 | Optimization method for oil well hot washing paraffin removal mode and parameter optimization method |
CN115270512A (en) * | 2022-08-24 | 2022-11-01 | 西南石油大学 | Optimal flow design method of closed-cycle geothermal utilization system |
CN115270512B (en) * | 2022-08-24 | 2024-04-16 | 西南石油大学 | Optimum flow design method for closed circulation geothermal utilization system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013151556A (en) | 2015-05-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6618677B1 (en) | Method and apparatus for determining flow rates | |
Ramazanov et al. | Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation | |
AU2002300917B2 (en) | Method of predicting formation temperature | |
US11098575B2 (en) | Method for flow profiling using active-source heating or cooling and temperature profiling | |
WO2015200571A2 (en) | Methods and systems for estimating sizes and effects of wellbore obstructions in water injection wells | |
Yoshioka | Detection of water or gas entry into horizontal wells by using permanent downhole monitoring systems | |
RU2549663C1 (en) | Method for determining heat conductivity coefficients of rocks, heat transfer through tubing strings and casing string and length of circulation system of well | |
Wu et al. | A semi-analytical solution to the transient temperature behavior along the vertical wellbore after well shut-in | |
US8543336B2 (en) | Distributed measurement of mud temperature | |
US20160177712A1 (en) | Method for determining a water intake profile in an injection well | |
Kutasov et al. | A new method for determining the formation temperature from bottom-hole temperature logs | |
Pouladi et al. | Modelling borehole flows from Distributed Temperature Sensing data to monitor groundwater dynamics in fractured media | |
Espinosa-Paredes et al. | Application of a proportional-integral control for the estimation of static formation temperatures in oil wells | |
Hoang et al. | Interpretation of wellbore temperatures measured using distributed temperature sensors during hydraulic fracturing | |
Borisova et al. | Method for determining the mass flow for pressure measurements of gas hydrates formation in the well | |
Espinosa-Paredes et al. | A feedback-based inverse heat transfer method to estimate unperturbed temperatures in wellbores | |
CN116677371A (en) | Oil well production profile inversion method based on low-frequency acoustic wave signals and temperature signals | |
Hashish et al. | Injection profiling in horizontal wells using temperature warmback analysis | |
Chen et al. | The application of Stefan problem in calculating the lateral movement of steam chamber in SAGD | |
US11767753B2 (en) | Method for flow profiling using transient active-source heating or cooling and temperature profiling | |
Zhang et al. | Temperature Prediction Model for Two-Phase Flow Multistage Fractured Horizontal Well in Tight Oil Reservoir | |
Gao et al. | Prediction of temperature propagation along a horizontal well during injection period | |
Carpenter | Cointerpretation of distributed acoustic and temperature sensing for inflow profiling | |
Lavery et al. | Determining Produced Fluid Properties for Accurate Production Profiling During a Drill Stem Test Using Thermal Imaging Technology. | |
Chen et al. | Wellbore Shut-In Temperature Study After Fluid Circulations in a Fit-For-Purpose Research Well in Grimes County, Texas |