СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ Российский патент 2014 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины.

Известен способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны НКТ размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне НКТ в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж (ГК) скважины по колонне НКТ с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну НКТ или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны НКТ, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше продуктивного пласта для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия температурных аномалий, для уточнения интервалов температурных аномалий. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород (Патент РФ №2384698, опубл. 20.03.2010).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования технического состояния скважины, включающий соединение измерительного устройства с геофизическим кабелем, спуск измерительного устройства в скважину, передачу данных измерений по геофизическому кабелю в наземное оборудование, вывод данных в виде термограммы, полученной путем измерения величины теплового потока внутренней поверхности стенки скважины в непрерывном неконтактном режиме с помощью устройства для исследования теплового потока, выявление отклонения термограммы от стандартного геотерма и определение расположения заколонного перетока. Одновременно с измерением величины теплового потока, получают видеоизображение внутренней поверхности скважины, передают это изображение по геофизическому кабелю в наземное оборудование, производят наложение термограммы на видеоизображение, сопоставляют термограмму с видеоизображением и при отклонении термограммы от стандартного геотерма анализируют видеоизображение внутренней поверхности скважины для выявления факторов, которые могут повлиять на показания радиометра, затем по результатам суммарного обобщения дают заключение о наличии заколонного перетока (Патент РФ №2389873, опубл. 20.05.2010 - прототип).

Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Задача решается тем, что в способе определения заколонных перетоков, включающем регистрацию термограммы в скважине и ее анализ, согласно изобретению, скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве, поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации, подъемом сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти, на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб, операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины, отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале, делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз, с выше лежащих в нижележащие пласты, делают заключение о поступлении флюида из выше лежащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал.

Сущность изобретения

Традиционные геофизические исследования в межтрубном пространстве скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами методами: термометрии, влагометрии, резистивиметрии, манометрии, скважинным термокондуктивным дебитомером (СТД), ГК и локатором муфт позволяют определить профиль притока жидкости, наличие или отсутствие заколонных перетоков снизу, герметичность зумпфа скважины. Подвеска штангового насоса расположена выше интервала перфорации. При таких исследованиях, как правило, наличие заколонных перетоков из вышележащих пластов не определяется за счет того, что датчик термометра находится в восходящем потоке жидкости, поступающей из интервала перфорации. Для регистрации теплового потока, возникающего за счет дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству из выше лежащего неперфорированного пласта в перфорированный необходимо направить поток жидкости из интервала перфорации вниз для исключения омывания датчика термометра при регистрации температуры в интервале, расположенном выше фильтра скважины. Для этой цели скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле размещают в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбуждают с помощью сваба. При этом запись термометром проводят одновременно с подъемом сваба.

Пример конкретного выполнения.

В скважине №1 Ново-Елховского месторождения перфорирована турнейская залежь нефти в интервале 1040,8-1044,8 м (см. фиг.1). Скважина оборудована штанговым насосом и пущена в работу году с дебитом по нефти 4,0 т/сут. С течением времени дебит скважины стал монотонно увеличиваться и достиг 32 т/сут.Величина дебита данной скважины не соответствует дебитам нефти окружающих добывающих скважин, составляющих величину порядка 4 т/сут. Было сделано предположение о поступлении нефти в интервал перфорации по заколонному пространству с вышележащего нефтеносного терригенного пласта бобриковского возраста, расположенного в интервале 1032,0-1039,6 м. Для выявления причины увеличения дебита проведено геофизическое исследование №1 через межтрубное пространство в работающей скважине методами: термометрии, СТД, ГК, локатором муфт, резистивиметрии, манометрии, влагометрии. По результатам исследования выдано заключение о работе перфорированного пласта. Объяснения повышенного дебита не получено. Наличие заколонного перетока из вышележащего терригенного пласта данным исследованием не выявлено.

Для решения имеющейся задачи провели исследование №2. Скважину оборудовали колонной НКТ со свабом. Низ колонны разместили ниже перфорированного интервала продуктивного пласта. Скважину оборудовали глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве. Провели подъем сваба по колонне НКТ и одновременно выполнили подъем по межтрубному пространству на кабеле глубинного термометра в режиме регистрации. Операции повторили несколько раз с регистрацией термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине (кривые 1-4). Проанализировали термограммы и сравнили с термограммой остановленной скважины. Отметили на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале. В интервале 1032-1043 м выявлена температурная аномалия, т.е. увеличение температуры на 0,2-0,5°C, которая свидетельствует о заколонном перетоке сверху, а именно: с глубины 1032 м до кровли интервала перфорации, то есть до глубины 1040,8 м.

Таким образом удалось решить задачу определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Применение предложенного способа позволит выявлять заколонные перетоки скважин, поступающие с верхних пластов в нижние.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В способе скважину оборудуют колонной труб со свабом. Низ колонны размещают ниже перфорированного интервала продуктивного пласта. Скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве. Поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации. При подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб. Операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины. Отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале. Делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты. Делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал. 1 ил.

Способ определения заколонных перетоков, включающий регистрацию термограммы в скважине и ее анализ, отличающийся тем, что скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве, поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации, при подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти, на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб, операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины, отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале, делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты, делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал.