СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАКОЛОННОГО ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2001 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения интервалов заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине.

Известен способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине (А. С. СССР N 1476119), заключающийся в регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины в режиме закачки, а также при отборе жидкости в момент подхода температурного возмущения из зоны заколонного движения к датчику температуры и по наличию отрицательного градиента разности первой и второй термограмм в зумпфе скважины судят об интервале заколонного движения.

Недостатками способа является низкая точность определения заколонного перетока вверх от интервала перфорации из-за шунтирующего влияния потока жидкости внутри эксплуатационной колонны при закачке и отборе.

Известен способ определения заколонного движения жидкости путем регистрации серии термограмм вдоль ствола непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, где о наличии заколонного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля (А.С. СССР N 665082).

Недостатком способа является низкая точность определения интервала заколонного перетока жидкости вверх от перфорированных пластов вследствие экранирующего влияния потока жидкости в колонне.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности определения интервала заколонного перетока вверх и (или) вниз от интервала перфорации эксплуатационной колонны.

Технический результат достигается тем, что определяют заколонное движение жидкости в нагнетательной скважине путем регистрации серии термограмм вдоль ее ствола, причем регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4 < t < 40 минут после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт.

На фигуре приведен пример результатов исследования автономным комплексным прибором ГЕО-1 по предлагаемому способу, где Н - глубина скважины, ГК - кривая гамма каротажа, 1- термограмма при закачке, 2, 3, 4 - термограммы, зарегистрированные через 5, 30 и 90 минут после прекращения закачки, интервал перфорации.

Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что скорость распространения аномалии температуры имеет конечную величину. Температура в интервале негерметичного цемента, то есть в интервале заколонного перетока, формируется в основном вследствие конвективного теплопереноса закачиваемой жидкости, а в интервале герметичного цемента - путем кондуктивной теплопроводности. Следовательно, в интервале перетока внутри эксплуатационной колонны и в цементе градиент температуры вдоль радиуса значительно меньше, чем в интервале герметичного цемента. В последнем случае на границе: эксплуатационная колонна-цемент градиент температуры вдоль радиуса претерпевает скачок - с маленького внутри эксплуатационной колонны до очень большого в герметичном цементе. Далее, диаметр потока закачиваемой жидкости в интервале заколонного перетока больше, чем диаметр потока внутри эксплуатационной колонны вне этого интервала. В этом случае расстояние от датчика термометра до внешней поверхности (образующей) потока больше в интервале заколонного перетока, чем вне этого интервала. Поэтому темп восстановления температуры в интервале заколонного перетока меньше, чем темп восстановления температуры вне этого интервала. Максимальная разница в темпе восстановления будет отмечаться в течение интервала временит Δt = t₂-t₁, когда на регистрируемую температуру оказывает влияние вертикальный поток жидкости вдоль негерметичного цементного кольца за эксплуатационной колонной. Здесь t₁ - время начала влияния цементного кольца, t₂ - время начала влияния пород на регистрируемую в эксплуатационной колонне температуру. Экспериментальные измерения показывают, что для скважинных приборов с диаметром ⊘_пр= 28 мм время t₁ = 2,5 мин, а t₂ = 40-45 мин. /Патент на изобретение RU N 2121572 C1, кл. E 21 В 47/10, 47/06/. Для приборов с ⊘_пр= 36 мм (это наиболее распространенная аппаратура) соответствующие времена задержки увеличиваются на 1 - 1,5 мин. Объединяющими для этих приборов временами задержки будут t₁ = 4 мин; t₂ = 40 мин. Следует отметить, что на измерениях температуры отмечаются в этот промежуток времени аномалии на граничных участках интервала заколонного перетока, обусловленные различной величиной радиуса теплового возмущения среды за эксплуатационной колонной вне и в интервале заколонного движения жидкости.

Из научно-технической литературы не известно проведение серии измерений температуры в течение времени t₁ < t < t₂ после прекращения закачки при герметичном устье с целью определения интервала заколонного перетока в нагнетательной скважине. Однако известно проведение измерения исходного распределения температуры, далее увеличивают отбор жидкости и производят повторную регистрацию температуры вдоль ствола скважины, причем по увеличенному темпу восстановления теплового поля судят о наличии заколонного движения жидкости /А.С. СССР N 933964, кл. E 21 B 47/00, 1982/.

Способ осуществляют следующим образом:
a. Проводят измерение температуры в интервале детальных исследований при квазистационарном режиме закачки.

б. Останавливают закачку и герметизируют устье скважины. Затем проводят серию измерений температуры в интервале детальных исследований в течение времени t₁ < t < t₂.

На фигуре приведен пример практической реализации способа. Здесь приведены результаты измерений температуры автономным комплексным прибором ГЕО-1 (⊘_пр= 36 мм) вблизи интервала перфорации в нагнетательной скважине N 11434 Альметьевской площади. Конструкция скважины: искусственный забой - 1839 м, диаметр НКТ - 2,5 дюйма, башмак НКТ - 1708 м, интервал перфорации 1815,8-1817,2 м.

Измерения температуры проведены при спуске прибора при квазистационарном режиме закачки (см. кр. 1) и через: 5 мин (см. кр. 2); 30 мин (см. кр. 3); 90 мин (см. кр. 4) после прекращения закачки при герметичном устье. Кроме того, проведено также измерение естественной гамма-активности пород (ГК).

Как видно из фигуры, на глубине 1819 м отмечается резкое изменение формы термограммы, зарегистрированной при закачке. Выше этой глубины градиент температуры практически равен нулю. Такое поведение термограммы указывает на то, что закачиваемая вода движется от интервала перфорации вниз до глубины 1819 м либо внутри, либо за эксплуатационной колонной по негерметичному цементному кольцу.

Для однозначного ответа о характере движения закачиваемой воды в зумпфе скважины рассмотрим временные замеры термометром в остановленной скважине. Из сравнения этих термограмм видно, что темп восстановления температуры в скважине в интервале 1809 - 1819 м (в этот интервал входит перфорированный пласт) значительно меньше, чем в вышерасположенном участке скважины (1745 - 1809 м). Это указывает на то, что имеется заколонный переток от интервала перфорации как вверх до 1809 м, так и вниз до 1819 м.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения интервалов заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности определения интервала заколонного перетока вверх и (или) вниз от интервала перфорации эксплуатационной колонны. Для этого определяют заколонное движение жидкости в нагнетательной скважине путем регистрации серии термограмм вдоль ее ствола. При этом регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4 < t < 40 мин после прекращения закачки при герметичном устье. Об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт. 1 ил.

Способ определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине путем регистрации серии термограмм вдоль ее ствола, отличающийся тем, что регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4 < t < 40 мин после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт.