Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружения нарушений в обсадной колонне добывающей скважины.
Известен способ контроля технического состояния скважины, заключающийся в закачивании "меченой" жидкости и измерении радиоактивности до и после ее закачивания. В скважину последовательно закачивают осадитель радиоактивных изотопов, например водный раствор едкого натрия и "меченый" растворитель - 10%-ный водный раствор HCl, активированный радиоактивными изотопами, причем растворитель отделяют от осадителя и технической воды подушками из органической жидкости (Патент РФ №357538, опублик. 2000.01.20).
Способ требует остановки скважины и применения специальных технических средств. Способ сложен и позволяет определить нарушения обсадной колонны при их значительном размере.
Известен способ определения места повреждения обсадной колонны скважины, который содержит закачку в затрубное пространство жидкости, нерастворимой в воде и имеющей удельный вес, меньший удельного веса воды, с последующим замером установившегося избыточного давления на устье скважины в трубном и затрубном пространствах. Глубину места повреждения определяют по специальной зависимости (Патент РФ №2094608, опублик. 1997.10.27). Известный способ может быть принят за прототип.
Известный способ также требует остановки скважины и позволяет обнаружить нарушения сплошности обсадной колонны при их значительном размере и при весьма активном их проявлении.
В предложенном изобретении решается задача определения нарушений обсадной колонны добывающей скважины на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении.
Задача решается тем, что при обнаружении нарушений в обсадной колонне добывающей скважины ведут определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, расчет времени окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод, определение времени подъема жидкости по стволу скважины, сравнение двух этих времен, при времени окончания реакции меньшем времени подъема делают заключение о наличии нарушения в обсадной колонне, а при большем - о смешении вод на забое и отсутствии нарушения обсадной колонны, при этом расположение места нарушения оценивают по типу солей из различных горизонтов.
Признаками изобретения являются:
1) определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины;
2) расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников;
3) расчет времени окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод;
4) определение времени подъема жидкости по стволу скважины;
5) сравнение двух этих времен;
6) при времени окончания реакции меньшем времени подъема делают заключение о наличии нарушения в обсадной колонне, а при большем - о смешении вод на забое и отсутствии нарушения обсадной колонны;
7) расположение места нарушения оценивают по типу солей из различных горизонтов.
Признаки 1-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки одна из основных проблем, которая встает перед разработчиками, - рост нарушений обсадных колон скважин. Фонд скважин с каждым годом стареет, происходит коррозионное разрушение обсадных колонн. Нарушение может привести к выходу из строя дорогостоящего глубинонасосного оборудования из-за отложения солей. При большом фонде скважин в условиях экономической целесообразности встает вопрос раннего обнаружения этих нарушений и принятия решения нужно ли срочно заниматься ремонтом или можно подождать и ремонт провести после отработки межремонтного периода.
Очевидно, что нарушение обсадной колонны далеко не всегда сопровождается отложением солей. Результатом некоторых нарушений может быть только повышение обводненности скважин. В некоторых случаях сложности могут наблюдаться на групповой замерной установке при смешении с продукцией других скважин.
В предложенном способе решается задача раннего обнаружения нарушений обсадной колонны добывающей скважины, т.е. на такой стадии, когда нарушение еще невозможно обнаружить опрессовкой, термометрией, гамма-каротажем, расходомером и прочими способами. Задача решается следующим образом.
При обнаружении нарушений в обсадной колонне добывающей скважины проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины.
Так, например, для скважин, вскрывших девонский, кыновско-пашийский горизонты, наблюдается повышенное содержание сульфат-ионов (более 0,3 г/л), бария в количествах до 0,2 г/л. Для большинства девонских скважин характерно содержание ионов бария в пределах 0,1-0,8 г/л и низкое содержание сульфат ионов в пределах 0-0,25 г/л (0,25 предел насыщения по сульфат иону для баритовых вод высокой минерализации). Скважины, находящиеся под влиянием пресных или сточных закачек, бария содержат в пределах 0-0,1 г/л. Для вод верхних горизонтов (кроме Турнейского и самых верхних пресных ярусов) характерно высокое содержание сульфат ионов (от 1 до 12 г/л). Если в попутно добываемой воде девонской скважины есть сульфат в концентрации более 0,3 г/л, эта скважина требует дополнительного изучения. По одному анализу нельзя делать заключение о нарушении, но если содержание сульфатов более 1 г/л - это почти наверняка нарушение обсадной колонны. Повышенное содержание сульфат-ионов без нарушения обсадной колонны может быть в результате мероприятий повышения нефтеотдачи пластов или геологотехнических мероприятий при вовлечении в разработку пропластков и зон, ранее подвергнувшихся влиянию сернокислотных оторочек (в результате которых были созданы зоны отложения гипса, и вода, пресная или сточная, используемая для заводнения насыщается сульфат-ионами).
Данные для расчета:
1. Высота верхнего уровня перфорации, Нк, м.
2. Глубина спуска насоса, Нн, м.
3. Дебит скважины по жидкости, Qж, м3/сут.
4. Диаметр эксплуатационной колонны, Dэк, м.
5. Содержание хлоридов, в пересчете на хлорид натрия, СNaCl, г/дм3.
6. Содержание сульфат ионов (SO4 2-), CSO4, г/дм3.
7. Содержание ионов бария (Ва2+), СBa, г/дм3.
8. Содержание сульфата бария (BaSO4) в твердых взвешенных частицах (СBаSO4), г/дм3.
1. Выполняют расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников
(все параметры смешения обозначены - *)
СBa *=СBa+1,1×0.588×СBаSO4
CSO4 *=CSO4+1,1×0.414×СBаSO4
где 1,1 - эмпирический коэффициент, учитывающий отложения сульфата бария на стенках глубинно-насосного оборудования;
0,588 и 0,414 - коэффициенты пересчета сульфата бария на ионы бария и сульфата соответственно.
2. Проверяют соотношение:
если (СSO4 *)/96≤(СBa *)/137
то СBаSO4=СSO4 *×2,43
иначе СBаSO4 *=СBa *×1,7
по значениям СNaCl и СBаSO4 * по графикам чертежа определяют время окончания реакции тр.
Для значений концентраций хлорида натрия в промежуточных значениях можно использовать стандартные формулы интерполирования.
3. Определяют время подъема жидкости по стволу до насоса:
площадь сечение обсадной колонны, м2
Sэк=(π×D2 эк)/4
время подъема, мин
тн=(1440×Sэк×(Нк-Нн))/Qж
где 1440 - коэффициент пересчета м3/сут в м3/мин
4. Сравнивают время окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод, и время подъема жидкости по стволу скважины. При времени окончания реакции меньшем времени подъема делают заключение о наличии нарушения в обсадной колонне, а при большем - о смешении вод на забое и отсутствии нарушения обсадной колонны. Расположение места нарушения оценивают по типу солей из различных горизонтов.
Пример конкретного выполнения
На скважине №2335 были определены состав и концентрация взвешенных частиц:
Сульфат бария - 0,110 г/дм3
Сульфиды отсутствуют, содержание карбонатов - незначительно.
Состав попутно добываемой воды:
1. Содержание хлоридов, в пересчете на хлорид натрия, СNaCl, - 57,66 г/дм3.
2. Содержание сульфат ионов (SO4 2-), CSO4, - 0,18 г/дм3.
3. Содержание ионов бария (Ва2+), СBa, - 0,15 г/дм3.
Параметры скважины:
1. Высота верхнего уровня перфорации, Нк - 1582,8, м.
2. Глубина спуска насоса, Нн - 1456,7, м.
3. Дебит скважины по жидкости, Qж - 30 м3/сут.
4. Диаметр эксплуатационной колонны, Dэк - 0,146 м, толщина стенки 5 мм.
Расчет концентрации смешения солей:
СBa *=0,15+1,1×0.588×0,11=0,221 г/л (г/дм3)
CSO4 *=0,18+1,1×0.414×0,11=0,23 г/л (г/дм3)
Так как 0,23/96>0,221/137, то концентрация смешения СBаSO4 *=0,221×1,7=0,357 г/л
Время окончания реакции по графику на фиг.1. кривая «60 г/л» (минерализация по хлориду) около 4-х минут.
Время подъема жидкости по стволу скважины определяют следующим образом.
Sэк=(π×D2 эк)/4,
Sэк=(3,14×(0,146-0,01)2)/4=0,0145 м2,
время подъема, мин:
тн=(1440×Sэк×(Нк-Нн))/Qж,
тн=(1440×0,0145×(1582,8-1456,7))/30=87,76 мин.
Сравнивают время окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод (тр=4 мин), и время подъема жидкости по стволу скважины (тн=87,76 мин)
тр<<тн
Время окончания реакции много меньше времени подъема жидкости, в случае отложения солей на электроцентробежном насосе причина отложения - нарушение ЭК. Так как в составе твердых взвешенных частиц отсутствует сульфид железа и карбонат кальция вероятное место нарушения - верхние горизонты (в интервале от 360 до 430 м - Сакмарский ярус) с сульфатно-натриевым типом воды и с малым содержание в воде гидрокарбонатов.
Таким образом удается решить задачу определения нарушений обсадной колонны добывающей скважины на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении.
Применение предложенного способа позволит провести обнаружение нарушений обсадной колонны добывающей скважины на ранней стадии.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДА | 2007 |
|
RU2325515C1 |
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДА | 2012 |
|
RU2490430C1 |
СПОСОБ УДАЛЕНИЯ РАДИЯ ИЗ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕЙ РАДИЯ НА СТЕНКАХ СКВАЖИНЫ | 2017 |
|
RU2667253C1 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ И ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ | 2006 |
|
RU2297521C1 |
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ, ОБРАЗОВАВШИХСЯ НА СТЕНКАХ ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН | 2004 |
|
RU2253732C1 |
УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ | 2013 |
|
RU2531228C1 |
УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН | 2013 |
|
RU2536521C1 |
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ | 2004 |
|
RU2276251C2 |
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ | 1999 |
|
RU2178060C2 |
СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ, ПРИВОДЯЩИХ К ОТЛОЖЕНИЮ ГИПСА | 2005 |
|
RU2285798C1 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружении нарушений в обсадной колонне добывающей скважины. Обеспечивает возможность определения нарушений обсадной колонны скважины на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении. Сущность изобретения: способ включает определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, расчет времени окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод, определение времени подъема жидкости по стволу скважины, сравнение двух этих времен. При времени окончания реакции меньшем времени подъема делают заключение о наличии нарушения в обсадной колонне, а при большем - о смешении вод на забое и отсутствии нарушения обсадной колонны, при этом расположение места нарушения оценивают по типу солей из различных горизонтов. 1 ил.
Способ обнаружения нарушений в обсадной колонне добывающей скважины, включающий определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, расчет времени окончания реакции образования твердых солей, образующихся при смешении разных вод, определение времени подъема жидкости по стволу скважины, сравнение двух этих времен, при времени окончания реакции, меньшем времени подъема, делают заключение о наличии нарушения в обсадной колонне, а при большем - о смешении вод на забое и отсутствии нарушения обсадной колонны, при этом расположение места нарушения оценивают по типу солей из различных горизонтов.
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КОЛОНН СКВАЖИН | 1992 |
|
RU2094608C1 |
Способ прогнозирования смятия обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации пород | 1986 |
|
SU1399458A1 |
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМИ ТРУБАМИ | 2000 |
|
RU2166628C1 |
SU 357538 A1, 20.01.2000 | |||
Способ определения повреждений колонн технологических скважин | 1984 |
|
SU1218080A2 |
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ НАРУШЕНИЙ В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ | 2003 |
|
RU2244121C1 |
СПОСОБ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ КРЕПИ СКВАЖИНЫ | 1995 |
|
RU2102597C1 |
US 3795142 А, 05.03.1974 | |||
US 5353873 А, 11.10.1994. |
Авторы
Даты
2008-05-27—Публикация
2007-05-23—Подача