Способ определения вертикального движения жидкости в скважине Советский патент 1987 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения негерметичности обсадной колонны и искусственного забоя в период освоения и опробования, скважины.

Цель изобретения - повышение точности определения вертикального движения жидкости в интервале зумпфа скважины.

На фиг.1 приведен пример реализации предлагаемого способа в скважине разведочного бурения, когда колонна и забой герметичны; на фиг.2 - то же в период опробования перфорированного пласта, в случае негерметичного искусственного забоя скважины.

На фиг.1 и 2 обозначены кривые KG и ПС соответственно кажущегося со противления и потенциалов собственной поляризации, а также термограммы -3 и барограммы 4-6.

. Сущность способа заключается в следующем.

В простаивающей скважине поля давления и температуры квазиустановив- шиеся. Период опробования и освоения скважины, например, с помощью комгг прессора приводит к изменению поля давления в скважине. Причем сразу после включения компрессора забойное давление в скважине возрастает, а после прорыва воздуха через НКТ (вызов притока жидкости из пласта) уменьшается. Изменение забойного давления (бР) в течение малого временного интервала приводит к соответственному изменению температуры жидкости (дТ) в стволе скважины вследствие проявле НИН адиабатического эффекта и связано зависимостью

isT I- ЬР,(1)

где g - адиабатический коэффициент, значение которого определяется физи

ко-химическими свойствами жидкости. Для пресной воды ff 0,0015°С/атм, для минерализованной воды (Р 1,18 г/см) 2 0,003 С/атм, для нефти среднее значение 0,015 С/ /атм. Проявляюищйся адиабатический эффект приводит к увеличению (сразу после включения компрессора при возрастании забойного давления) и затем К уменьшению (при падении забойного давления после прорыва воздуха через НКТ) температуры жидкости в стволе скважины. При этом происходит смещение температурной кривой -относитель

5

0

5

Q о

но первоначальной, что четко контролируется по термограммам в зумпфе скважины.

Однако аналогичное нарушение (смещение) первоначальной кривой может быть связано (в зумпфе) с существованием в этом интервале негерметичного искусственного забоя или негерметичности обсаднор колонны. Так как жидкость из нижележащих водоносных пластов имеет более высокую температуру вследствие конвективного переноса, это приводит к изменению (относительно первоначальной) регистрируемой температуры в скважине. Разделение отмеченных случаев в особен- ности затруднительно в скважинах с коротким зумпфом, когда водоносньй пласт - источник обводнения - не может быть охвачен исследованиями.

Способ осуществляют следующим образом.

Одновременно регистрируют контрольное распределение температуры и давления в простаивающей скважине, устанавливают регистрирующее устройство вьште перфорированного интервала и непосредственно в процессе опробования скважины регистрирз т одновременно серию термограмм и кривые изменения давления в соответствующие режимы работы скважины, возникающие при опробовании, сопоставляют полученные кривые в зумпфе скважины и определяют соответственные изменения температуры и давления.Кроме того, используя сведения о плотности жидкости в зумпфе (по барограмме), выбирают значение адиабатического коэффициента, по полученным изменениям давления в соответствии с (1) рассчитывают изменения температуры для соответствующих режимов работы скважины и судят о наличии вертикального движения жидкости за колонной. Невыполнение равенства (1) при наличии смещения температурной кривой свидетельствует о негерметичности обсадной колонны.

Пример. На фиг.1 приведены материалы исследования, которые проведены в период компрессорного опробования перфорированных пластов в сг интервале 1974,2-1976 м. При предварительном опробовании из скважины получена нефть с водой. Запись осуществляется на спуске со скоростью 500 м/ч. Термограммы 1-3 и соответ5

5

0

3130532

ственно барограммы 4-6 регистрируют в простаиваюп(ей скважине (контрольные кривые); через 1,5 ч и 2,5 ч после начала работы компрессора (кривые в работающей скважине). В зумпфе сква-5 жины наблюдается смещение температурной кривой относительно первоначального распределения. Причем водоносный пласт расположен ниже интервала

вания перфорированного пласта в ин тервале 1544,8-1547,4 м. При опроб вании скважи1- ы получают приток вод с нефтью несмотря на нефтеносные х рактеристики перфорированного плас та. Термограммы 1 - 3 и соответственно барограммы 4-6 регистриру в простаивающей скважине (контроль ные кривые); через 1 ч и 2 ч после

исследования. Анализ барограмм пока- начала работы компрессора (кривые

зывает, что в первые 1,5 ч наблюдаеттемпературы здесь Т, 0,24°С. По барограмм

ся возрастание давления в скважине. Измеренное изменение давления в зум фе скважины при этом составляет велчину - Р4 78 атм. Соответс венное изменение йТ

4, записанной в детальном масштабе, определяют состав (плотность) жидкоти в зумпфе скважины. Плотность опр деляется через градиент давления в зумпфе, т.е. по наклону барограммы .оси глубин. Определенная таким образом плотность в данном случае совпадает с промыслов ыми данными и равна р 1,18 г/см. Исходя из плотности находят коэффициент адиабатического расщирения (сжатия) жидкост Для данной жидкости 0,003 С/атм. Сопоставляют соответствующие изменения давления и температуры с формулой (1). Зависимость л Т йР выполняется. Следовательно, изменение тепературы связано с проявлением адиабатического эффекта в скважине, а к лонна и забой герметичны. Анализиру дальнейшее поведение термограммы (кривая 2) и барограммы (кривая 6),

видно, что изменение температуры пр

слеживает изменение давления в зумпфе . Уменьшение давления приводит к уменьшению температуры жидкости в зумпфе (адиабатическое расширение). Это также подтверждает физическую природу изменения температуры в зум фе и причину появления воды в скважине .

Таким образом, несмотря на сложный переходный характер процессов (увеличение, затем уменьшение давления) в скважине, реализация способа позволяет однозначно произвести контроль технического состояния скважины и определить источник обводнения скважины - перфорированный пласт.

На фиг.2 приведены результаты реализации способа на скважине из разведочного бурения в период опробо

вания перфорированного пласта в интервале 1544,8-1547,4 м. При опробовании скважи1- ы получают приток воды с нефтью несмотря на нефтеносные характеристики перфорированного пласта. Термограммы 1 - 3 и соответственно барограммы 4-6 регистрируют в простаивающей скважине (контрольные кривые); через 1 ч и 2 ч после

в работающей скважине). Производят сопоставление диаграмм температуры и давления и оценивают изменение давлений-и температуры в зумпфе. Видно, что при возрастании давления (йР

Р, 65 атм) изменение темпе

твии

ратуры (Т

ТгТ. -0, ГС) не

соответствует величине Л Т вследствие адиабатического сжатия - в соответс (1). Более того, вместо увеличения температуры происходит ее уменьшение, а в случае кривой 3 вместо уменьшения температуры, в соответствии с барограмьюй 6, наблюдается увеличение. В данном случае реализация способа дает однозначное решение о природе образования аномалий в зумпфе - конв.ективном теплопе- реносе и о причине появления воды в продукции. Следовательно, вода поступает вследствие некачественного отключения цементной заливкой ранее Опробованного ниже расположенного пласта, т.е. переток осуществляется из-за негерметичного искусственного забоя скважины.

Формула изобретения

40

45

50

55

Способ определения вертикаль-ного движения жидкости в скважине, включающий регистрацию контрольной термограммы в простаивающей скважине и серии термограмм в работающей скважине с последующим их сопоставлением, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения вертикального движения жидкости в интервале зумпфа скважины, одновременно регистрируют кривые изменения давления, по которым определяют плотность жидкости, рассчитывают изменения температуры за счет адиабатического сжатия и расширения, причем о наличии вертикального движения жид- кости в скважине судят по характеру изменения и соотношению величин соответствующих изменений давления и температуры.

3 2

-КС -ПС

Термограммы 35,4З6.г37

С

барог/уам/ ы О 1 г

УЛ SS6 Ш

т

/3

I

и

.5

v.

Х:ОЧ

272

. хш ОУЧ 7

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и м.б. использовано для определения негерметичности обсадной колонны и искусственного забоя в период освоения и опробования скважин. Цель изобретения - повышение точности определения вертикального движения жидкости в интервале зумпфа скважины. В простаивающей скважине одновременно регистрируют контрольное распределение тем- ры и давления. Непосредственно в процессе опробования скважины регистрируют одновременно серию термограмм и кривые изменения давления в соответствующие режимы работы скважины, возникающие при опробовании. Сопоставляют полученные кривые в зумпфе скважины и определяют соответственные изменения температуры и давления. Используя сведения о плотности жидкости в зумпфе, выбирают значение адиабатического коэффициента. По полученным изменениям давления рассчитывают изменения температуры для соответствующих режимов работы скважины. О наличии вертикального движения жидкости в скважине судят по характеру изменения и соотношению величин соответствующих изменений давления и температуры. Наличие смещения температурной кривой свидетельствует о негерметичности обсадной колонны. 2 ил. о сл ел ро ю со

Глуви нам

-КС-ПС

термогра ь Р .

барогратны ,ат .0 .7 .г .

1540 з

то

Составитель Н.Кривко Редактор Н.Лазаренко Техред М.Ходанич Корректор А.Зимокосов

Заказ 1403/28 Тираж 533 . Подписное ВНИИПИ-Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Производственно-полиграфическое предприятие,г.Ужгород,ул.Проектная,4