Способ исследования технического состояния скважины Советский патент 1985 года по МПК E21B47/00 E21B47/06 

05

о

о..

СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХ: НИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЛСИНЫ, вкйючающий регистрагщю .серий температурных кривых после йуска скважины с послеДУ1ошзнм их сопоставлением, о т и И ч а ю щ и и с я тем, что, с целью увеличевия информативности и повышения достоверяости, регистрируют Фоновую температурную кривую в простаивающей скважине, а серию термограмм проводят при непрерывном уменьшении отбора после предва;рителБной эксплуатации в течение времени, определяемого зависимостью Л.-. ,5Н)9, где Г(ч- радиус скважины, м-, Z - заданный интервал исследоСО вания. Mi , н - Мощность пласта, м; Я - дебит жидкости, .

. t I Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и может быть использовано при исследовании отдающих интервалов промыслово-гео физическими методами, а именно высокочувствительной термометрией. Известен способ исследования от дающих интервалов, позволяющий судить о характере движения жидкости за обсадной колонкой согласно кото рому регистрируют исходное распределение температуры при заданном стационарном режиме работы скважины, при наличии температурной аномалии в зумпфе скважины изменяют р режим работы путем увеличенного отбора жидкости до выравнивания тем пературы по сечению скважины и регистрируют температуру вдоль ствола скважины после прекращения отбо ра жидкости из пласта 01 Однако наличие исходной термограммы, зарегистрированной в длительно работающей скважине, обуслав ливает низкую эффективность при определении заколонных перетоков сверху и из близлежащих неперфориро ванных пластов снизу. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ исследования технического состояния скважины, включающий регистрацию серии температурных кривых после пуска с последующим их со поставлением. Способ основан на рёгистрации серии термограмм непосред ственно после пуска скважины в эксп луатацию. О наличии затрубного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля в зумпфе скважины 21. Однако известный способ также обладает низкой эффективностью при оценке состояния призабойной зоны вышеотдающего интервала. Цель изобретения - увеличение ин формативности способа и повьшение достоверности результатов исследований. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу исследования технического состояния скважины, включающему регистрацию серии температурных кривых после пуска скважины с последующим их сопостав лением, регистрируют фоновук) темпе ратурную кривую в простаивающей скважине, а серию термогра1-Ф1 прово 32 дят при непрерывном уменьшении отбора после предварительной эксплуатации в течение времени, определяемого зависимостью ...sHVQ. о радиус скважины, м; Z. - заданный интервал исследования, MJ н - мощность пласта, м; Q- - дебит жидкости, м /час. Предлагаемый способ базируется на использовании переходных термогидр один ее ких процессов, происходящих в скважине и пласте. Способ осуществляют следующим образом. Регистрируют фоновую температурную кривую в простаивающей скважине, пускают скважину в эксплуатацию, эксплуатируют скважину до установления псевдостационарного температурного поля потока жидкости в заданном интервале ствола скважины. После этого обеспечивают непрерывное уменьшение отбора жидкости из пласта, причем одновременно-с этим производят регистрацию серии термограмм по стволу скважины в исследуемом интервале. , После пуска скважины в эксплуатацию начинается приток жидкости из . пласта в. ствол скважины, -последнее приводит к нарушению первоначального распределения температуры в стволе скважины. В первые моменты времени в стволе скважины выше интервала перфорации наблюдается продвижение объема жидкости, распределение температуры в котором характеризует процесс установления температуры притекающей жидкости из пласта. Последнее позволяет производить оценку состояния прияабойной зоны пласта, т.е. возможно термозондированйе пласта. Отсюда же следует, что слишком кратковременная работа скважины приводит к появлению температурной аномалии в интервале исследования, не связанной с процессами, происходящими за колонной (ложная аномалия), С другой стороны длительная эксплуата1щя скважины связана с возрастанием температурного фона, соэдавнр.мого потоком 3 жидкости в колонне, что приводит к экранированию процессов, происходящих в неперфорированных пластах выше интервала перфорации. Следовательно, для уменьшения экранирующего влияния потока необходима недлительная работа скважины после пуска. Исходя из этого, для исследования отдающих пластов, расположенных вьш1е перфорированного интервала необходимо оптимальное время работы скважины после пуска, равное to. Оно определяется временем установления псевдостационарного температзфного пголя потока жидкости в заданном интервале, которое можно рассчитать по формуле to 4 E/Uo где Ль- расстояние от кровли исследуемого пласта до верхней границы заданного интервала исследований а Uq - линейная скорость движения жидкости в стволе скважины, либо можно оценить непосредственно наблюдением за изменением температуры в верхней границе интервала исследо ваний. В последнем случае можно оценивать и дебит скважины , так как фиксируется время при хода температурного сигнала плас та., L . . Для определения оптимального , времени работы скважины рассмотрим процесс формирования температурного поля в стволе скважины после ее пус ка. Для этого запишем уравнение энергии вертикального потока в ство ле скважийы в виде Iт;;l- - где и - линейная скорость движени жидкости в стволе скважины; K(t) - коэффициент теплообмена с горными породами , Л - коэффициент теплопроводно ти горных пород} 9 дебит жидкости. Если обозначить То - температур пород на уровне кровли пласта, а Г - геотермический градиент, то ан логично 3.Б. Чекалюку можно получи решение задачи в виде , а) Z Ut 13 Г ла..х T(Z, t) Т - Г ,-,-: C-pQ J -гпгоос 4T(t - g) + С с,р t - -соответствует времени. когда аномалия, связанная с продвижением первого объема жидкости, характеризующего процесс установления температуры в ней, минует заданный интервал исследований. Исходя- из вьш1еизложенного, время оптимальной работы скважины после пуска в эксплуатацию можно определить, t t, + t. - -г где t характеризует время перемещения точки с температурой, равной гeoмeтpичeckoй, в кровле перфорированного пласта; tj характеризует время установления температуры в перфорированном пласте. Подставляя в (3) выражения для t и t и производя несложные выи. и с, числения, можно получить, что t (Z + 1,5 Н) (4) где Го - радиус скважины; d - дебит ЖИДКОСТИ , Н - мощность пласта; Z - заданный интервал исследования . Для определения времени установления псевдостационарного теплового поля в зад алчном интервале можно установить термометр вьшш определенного интервала и наблюдать в точке изменения температурь восходящего потока жидкости (фиг. 2). Вначале идет смещение, геотермической температуры, а затем подходит фронт первого объема жидкости из пласта, что отмечается резким изменением наклона. Через некоторое время, когда первый объем минует точку наблюдения, устанавливается псевдостап о-. нарное тепловое поле в заданном интервале, т.е изменение температуры становится малым по сравнению с первоначальным. После этого следует скважину перевести в режим непрерывного уменьшения отбора и произвести запись температуры на спуске. На фиг. 1-4 пр едставлены результаты практической реализации способа на скважинах месторождений Башкирии . Реализация способа в каждом из примеров осуществляется в следующе порядке: в скважину спускают высок чувствительный термометр и регистр руют фоновую температурную кривую в простаивающей скважине. Пускают скважину в эксплуатацию. После пус ка скважина работает до установления псевдостационарного температур ного поля потока жидкости в заданном интервале. Затем скважину нереводят в режим непрерывного згмень шения отбора жидкости из пласта. Одновременно с этим производит регистрацию серии термограмм, С.ОПОСтавляя те,мпературные кривые, делаю заключение о состоянии скважины и прискважинной зоны. На фиг. 1 первая колонка - кривые электрического каротажа, вторая - термограммы: 1- фоновая кривая зарегистрирована в простаивающей скважине. После пуска скважина работает в режиме эксплуатации до установления псевдостационарного температурного поля в интервале 1410-1456 м (в данном случае в течение двух часов). Одновременно с переводом скважины в режим непреры ного уменьшения отбора жидкости Из пласта производят регистрацию серии термограмм 2, 3 .и 4 соответственно . После сопоставления температурных кривых делают однозначное заключение о наличии заколонного движения жидкости в интервале 1440.1433 м. Это заключение следует из зкачительной затяжки температурной аномалии в зумпфе, которая не может быть объяснена теплоотдйчей от работающего пласта, и веерообразного, характера температзфных кривых в этом интервале. Причем последующие термограммы располагаю ся левее предьщуищх вследствие непрерывного уменьшения отбора жид КОСТИ. На фиг.-2 обозначения по колонкам те же, что и на фиг. 1. Термограмма (1) зарегистрирована в простаивающей скважине. Скважина рабо тает в ,режиме эксплуатации после пуска в течение одного часа, доста точного для установления в интерва ле 1364-1412 м псевдостационарного теплового поля. Затем переводят скважину в режим непрерывного 3 уменьшения отбора и одновреме 1но с этим регистрируют серию (две) термограмм 2 и 3 соответственно. На термограммах 2 и 3 устойчиво отмечается излом температурной кривой на глубине 1370 м. Который не смещается по глубине. Причем на кривой 3 аномалия отмечается четче, что связано с з еньшением экранирующего влияния, потока в стволе сква жины за счет уменьшения скорости потока и с различием радиусов теплового возмущения в интервале перетока и выше него. Все это позволяет сделать однозначное заключение о наличии затрубного движения из вьшележащего неперфорированного водоносного пласта в кровлю перфорированного. На фиг. 3 представлены температурные кривые, зарегистрированные в простаивающей скважине - фоновая кривая 1 и одновременно с переводом скважины в режим непрерьшного уменьшения отбора кривые 2 и 3 -соответст венно. Из сопоставления следует, что температурная аномалия в интервале 1390-1420 на кривой 2 не бвязана с движением жидкости за обсадной колонной, т.ак как не повторяется на кривой 3. Аномалия на кривой 2 связана с установлением температуры притекающей жидкости из пласта. При 3toM ниже глубины 1420 м устанавливается псевдостационарное тепловое прле потока жидкости. По кривой 2 производят анализ состояния призабойной зоны - опре-, деляют радиус эффективного разогрева жидкости в пласте,-т.е. где локализован основной перепад давления в пласте,. R 1 м. На фиг. 4 Приведены термограммы: фоновая (1), заре-гистрировайная одновременно с переводом скважины в режим непрерывного уменьшения отбора (2),и зарегистрированная через 2ч после второй (3). На фоновой кривой в интервале 1276-1-280 м отмечается температурная аномалия. Интервал перфорации находится на глубине 1344,4-1348 м. Поэтому опеделяют время работы скважины посе пуска из расчета установления севдостационарного теплового поля интервале от 1308 м - кровля инервала перфорации. Пускают скважину в .эксплуатацию на это время, / после чего регистрируют температур ную кривую 2. Через 2 ч записали термограмму 3. Затем проводят сопоставление термограмм. Реализация способа позволяет выявить причину воднения скважины - негерметичност обсадной колонны на глубине 1280 м - и оценить эффективныйрадиус разогрева перфорированного пласта.

TayStt

-КС -/7Г на,м О 100 ОММ

термогрАммш

22,t 22.6 22.9 23.0 13 При реализации предлагаемого способа использован известный высокочувствительный .термометр СТЛ-28. Изобретение обеспечивает однозначное определение затрубного движения сверху, а также повышает достовер- ность определения заколонного перетока жидкости из близлежащих неперфорированных пластов снизу.

Фиг, 2

Фиг:3

. . . ,

12Sf 1272 1280

1288

129S

иач

1312 1320

me

1336

ш«

1352 2.M

1риг.

r.c