СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B47/00 E21B47/06 

Изобретение относится к эксплуатации скважин, в частности к проведению исследований эксплуатационных скважин.

Известен способ исследования скважин методом искусственного теплового поля [1] , по которому используют искусственные тепловые поля, созданные буровым раствором, с температурой, отличающейся от температуры окружающих пород, экзотермической реакцией схватывания цемента или откачкой (закачкой) продукции из скважины при ее эксплуатации. При указанных воздействиях происходит нагревание или охлаждение ствола скважины. Разогретый (охлажденный) ствол скважины после окончания воздействия начинает изменять температуру, передавая тепло окружающим породам. При этом чем выше теплопроводность пород, тем интенсивнее охлаждается (прогревается) ствол скважины. Это приводит к возникновению температурных аномалий в стволе скважины. Проводя регистрацию термограммы после окончания температурного воздействия на ствол скважины, регистрируют возникшие температурные аномалии и по их величине судят о теплопроводности пород, пересекаемых скважиной, о техническом состоянии и о профиле притока (поглощения) скважин. Недостатком известного способа исследования скважин методом искусственного теплового поля является неравномерность прогрева ствола скважины по его длине, что может приводить к значительным погрешностям определения тепловых свойств пластов.

Известен способ исследования скважин методом искусственного теплового поля, обеспечивающий равномерный прогрев ствола скважины по его длине [2], который принимаем за прототип. Исследования по известному способу осуществляются в следующей последовательности. В скважину спускают термометр с закрепленным выше него на каротажном кабеле электрическим нагревателем. При достижении забоя скважины включают ток питания нагревателя и производят подъем термометра с нагревателем с постоянной скоростью, одновременно регистрируя термограмму по стволу скважины. Посредством нагревателя происходит разогревание ствола скважины. После того как нагреватель переместится из нагретого участка скважины, последний начинает остывать. При этом охлаждение будет происходить тем интенсивнее, чем выше теплопроводность пород, окружающих нагретый участок скважины. Соответственно интервалы глубин, представленные породами с высокой теплопроводностью, будут отмечаться пониженными значениями температуры, а с низкой теплопроводностью - повышенными значениями температуры. Радиус зоны исследований по известному способу можно изменить путем изменения расстояния между нагревателем и термометром или путем изменения скорости перемещения прибора по стволу скважины. В связи с тем что нагреватель выделяет постоянное количество тепла, а скорость перемещения термометра с нагревателем по стволу скважины равномерна, происходит равномерный прогрев ствола скважины в каждой точке измерений, что обеспечивает повышение точности определения тепловых свойств пластов. Однако известный способ не позволяет проводить исследования профиля притока в скважинах методом искусственного теплового поля.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа исследований скважин за счет определения профиля притока скважин методом искусственного теплового поля.

Поставленная задача решается тем, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, а регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.

Сопоставительный анализ предложенного способа с прототипом показал, что заявленный способ отличается от известного тем, что:
- спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости;
- регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.

Заявителю не известны технические решения, содержащие признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

В связи с тем, что предложенный способ реализуется путем того, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, создается депрессия на пласт и происходит приток жидкости из пласта в ствол скважины. Поскольку регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины, обеспечивается определение профиля притока скважины.

Исследования по предлагаемому способу осуществляются в следующей последовательности. В скважину, обсаженную колонной 1 (чертеж), спускают насосно-компрессорные трубы 2 (НКТ) с герметичным башмаком 3, спускаемым до глубины, превышающей глубину нижних перфорационных отверстий на 3-5 м, и со струйным насосом 4, закрепленным на НКТ выше интервала перфорации на 5-10 м. Внутрь НКТ спускают на каротажном кабеле 5 термометр с нагревателем 6. При этом в верхней части НКТ каротажный кабель 5 пропускают через сальниковое уплотнение 7. Подают в НКТ рабочую жидкость под давлением не более 17 МПа (при опрессовке труб на 25 МПа). В качестве рабочей жидкости может быть использована вода или отфильтрованная добываемая нефть. Под давлением рабочая жидкость истекает из струйного насоса. При этом создается депрессия на продуктивный пласт, под действием которой из продуктивного пласта происходит приток добываемой жидкости в ствол скважины. Направление движения жидкости в НКТ и межтрубном пространстве на чертеже показано стрелками. Давление рабочей жидкости в НКТ подбирается таким, чтобы обеспечивался приток жидкости из продуктивного пласта равный дебиту скважины. После стабилизации притока жидкости из межтрубного пространства скважины производят подъем термометра с нагревателем 6 на каротажном кабеле 5 с постоянной скоростью вдоль интервала перфорации. При движении термометра с нагревателем происходит разогревание наружной стенки НКТ. В связи с тем что скорость движения термометра с нагревателем 6 постоянна, а НКТ и межтрубное пространство заполнены однородной жидкостью, при отсутствии притока из пласта в интервале перфорации будет регистрироваться диаграмма, по форме близкая к термограмме естественного теплового поля, зарегистрированной термометром без нагревателя. В том случае, если имеет место приток из пласта, происходит интенсивное охлаждение разогретой наружной стенки НКТ потоком жидкости и соответственно снижение температуры на регистрируемой термограмме. Таким образом по интенсивности снижения температуры искусственного теплового поля в интервале перфорации определяют интенсивность притока жидкости в ствол скважины. Измеряя интенсивность притока в отдельных точках скважины, тем самым определяют профиль притока.

Предлагаемый способ имеет еще ряд преимуществ:
- отсутствие непосредственного контакта с исследуемым потоком снижает вероятность засорения датчиков, позволяет применить метод для исследования профиля притока агрессивных жидкостей, например в технологических скважинах;
- скважинный прибор не выходит из НКТ, что снижает вероятность поломки или прихвата прибора и кабеля;
- герметичность башмака ИКТ позволяет повысить эффективность работы струйного насоса, т.к. исключает непроизводительную утечку рабочей жидкости через башмак НКТ.

Источники информации
1. В. Н. Дахнов. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 340-344.

2. Патент РФ 2136880 "Способ исследования скважин", опубл. 10.09.99.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных скважин, а именно к исследованиям эксплуатирующихся скважин. Техническим результатом является повышение эффективности способа исследований скважин за счет определения профиля притока скважин методом искусственного теплового поля. Для этого способ включает спуск в скважину на каротажном кабеле термометра с закрепленным выше термометра на каротажном кабеле электронагревателем, равномерный прогрев по всей длине ствола скважины в процессе подъема и одновременную регистрацию термограммы по стволу скважины. При этом спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала фильтра на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, регистрируют термограмму в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины. 1 ил.

Способ исследования скважин, включающий спуск в скважину на каротажном кабеле термометра с закрепленным выше термометра на каротажном кабеле электронагревателем, равномерный прогрев по всей длине ствола скважины в процессе подъема и одновременную регистрацию термограммы по стволу скважины, отличающийся тем, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, а регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.