Способ исследования скважины


 


Владельцы патента RU 2485310:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Техническим результатом является исследование добывающей скважины со спущенным неработоспособным штанговым глубинным насосом. Способ включает термометрию и гамма-каротаж скважины с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины, возмущающее воздействие, повторную термометрию и гамма-каротаж с записью значений и данных расходомера, сравнение данных. Термометрию и гамма-каротаж проводят по межтрубному пространству скважины, возмущающее воздействие выполняют снижением уровня жидкости в скважине закачкой инертного газа в межтрубное пространство при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, с вытеснением жидкости в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию, стравливанием избыточного давления до атмосферного, при повторном проведении термометрии и гамма-каротаже производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры, после прохождения прибором 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации ведут запись только термометром со скоростью 400-600 м/ч, при выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов проведением комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч с замером 30-40 точек в исследуемом интервале, после проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск прибора, повторную запись температуры, производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером с замером 30-40 точек, после дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что при повторном спуске.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известен способ исследования скважины, который 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 (Патент РФ №2194855, опубл. 20.12.2002).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны насосно-компрессорных труб 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 насосно-компрессорных труб в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну насосно-компрессорных труб или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб, 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 - прототип).

Общими недостатками известных способов являются невозможность проведения геофизических исследований добывающих скважин по межтрубному пространству со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.

В предложенном изобретении решается задача исследования добывающей скважины со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.

Задача решается тем, что в способе исследования скважины, включающем термометрию и гамма-каротаж скважины с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины, возмущающее воздействие, повторную термометрию и гамма-каротаж с записью значений и данных расходомера, сравнение данных, согласно изобретению термометрию и гамма-каротаж проводят по межтрубному пространству скважины, возмущающее воздействие выполняют снижением уровня жидкости в скважине закачкой инертного газа в межтрубное пространство при давлении, не превышающем максимально-допустимое давление на эксплуатационную колонну, с вытеснением жидкости в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию, стравливанием избыточного давления до атмосферного, при повторном проведении термометрии и гамма-каротаже производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры, после прохождения прибором на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации ведут запись только термометром со скоростью 400-600 м/ч, при выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов проведением комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч с замером 30-40 точек в исследуемом интервале, после проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск прибора, повторную запись температуры, производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером с замером 30-40 точек, после дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что при повторном спуске.

Сущность изобретения

Информация о техническом состоянии обсадных колонн и работе пластов является необходимой для контроля за разработкой месторождения. Однако проведение геофизических исследований добывающих скважин по межтрубному пространству со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами осложнено отсутствием возможности создания депрессии на пласт.

Большое количество добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами находятся в бездействующем фонде. Для перевода скважин данной категории в действующий фонд (при наличии невыработанных запасов нефти) требуется проведение подземного или капитального ремонта. Однако для принятия правильного решения о целесообразности проведения ремонта и составления эффективных геолого-технических мероприятий зачастую требуется проведение геофизических исследований скважин, дающих необходимую информацию о техническом состоянии эксплуатационных колонн и работе пластов. Как правило, для этого используются методы термометрии, механической дебитометрии и термокондуктивной дебитометрии.

Сложность проведения геофизических исследований скважин по межтрубному пространству и получения достоверных результатов заключается в создании депрессии на пласт (снижение уровня жидкости в затрубном пространстве), при наличии в скважине спущенного неработоспособного штангового глубинного насоса, В настоящее время для исследования данной категории скважин предусматривается проведение подземного или капитального ремонта. Для экономии материальных и трудовых ресурсов предлагается способ геофизических исследований добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами без подхода бригады подземного или капитального ремонта скважин. Суть данного способа заключается в проведении геофизических исследований скважин по межтрубному пространству с использованием передвижной азотной компрессорной станции ТГА -10/251 или СДА10/251 для создания необходимой депрессии на пласт. Результатом использования данного метода геофизических исследований добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами является получение необходимой информации о техническом состоянии эксплуатационных колонн и работе пластов, что позволит принять правильное решение о целесообразности проведения ремонта и составлении эффективных геолого-технических мероприятий.

Способ выполняют следующим образом.

1. Спускоподъемные операции проводят по межтрубному пространству (кольцевой зазор между внутренней стенкой эксплуатационной колонны диаметром 146 мм или 168 мм и колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм) через отверстие в эксцентричной планшайбе устьевой арматуры добывающей скважины.

2. Спуск геофизического многофункционального прибора СОВА-С3-28Т-60 в комплексе с цифровым расходомером турбинным СОВА-СЗРЦ-28 (диаметр 28 мм, общая длина 2070 мм) осуществляют на трехжильном геофизическом кабеле КГ3-3-60-200-МФ Е01 (диаметр 10,2 мм) до забоя скважины со скоростью 400-600 м/ч. Назначение меньшей скорости существенно затягивает процесс исследования скважины, назначение большей скорости приводит к потере точности определений.

При спуске геофизического прибора проводят контрольную (фоновую) запись температуры термометром сопротивления по стволу скважины для оценки технического состояния эксплуатационной колонны, а также запись естественного гамма-излучения горных пород (интегральный гамма-каротаж) для привязки полученных геофизических данных к глубине.

3. После контрольной записи температуры проводят снижение уровня жидкости в скважине (создание депрессии на пласт) путем закачки инертного газа (азота) в межтрубное пространство передвижной азотной компрессорной станции ТГА-10/251 или СДА-10/251 при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну.

4. Жидкость, находящаяся в стволе скважины, вытесняется инертным газом (азотом) в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию и нефтепровод (желобную емкость, цистерну).

5. После снижения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины (создания депрессии на пласт) проводят стравливание избыточного давления до атмосферного.

6. Производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости (дебита) скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры термометром сопротивления для выявления интервалов притоков из пластов и/или нарушений эксплуатационной колонны, а также для выделения интервалов заколонных перетоков, т.е. источников обводнения. Интервал скоростей определен исходя из получения необходимой точности определений. Интервал подъема геофизического прибора на 50-100 м обусловлен тем, что при подъеме менее 50 м выявление нарушений становится проблематичным, а более 100 м - нерациональным.

После прохождения прибором на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации проводят запись только термометром сопротивления со скоростью 400-600 м/ч. Назначение меньшей скорости существенно затягивает процесс исследования скважины, назначение большей скорости приводит к потере точности определений. При выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов притока (источников обводнения) путем проведения комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч. Для детализации выявленного интервала замеры механическим дебитомером составляют 30-40 точек в исследуемом интервале. Выбор количества точек определен необходимым и достаточным для детализации интервала. После проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск геофизического прибора.

7. При спуске проводят повторную запись температуры термометром сопротивления для выявления и уточнения интервалов притоков из нарушений эксплуатационной колонны и/или из пластов, а также для выделения интервалов заколонных перетоков. При наличии притоков и/или перетоков термометр фиксирует изменения значений температуры по сравнению с контрольной (фоновой) записью, т.е. температурные аномалии, возникающие в процессе дроссельного эффекта. Разность температур повторных записей относительно контрольной записи свидетельствует о наличии притоков, перетоков из данного интервала пласта и/или места нарушения эксплуатационной колонны. Для подтверждения и уточнения интервалов притока производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером. Замер механическим дебитомером составляет не менее 30 точек.

8. После дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что и при повторном спуске, т.е. выделяют и уточняют интервалы притоков и перетоков. Сравнивают полученные кривые и выявляют отклонения в температуре и наличие расхода жидкости. На основании полученных результатов исследований о техническом состоянии эксплуатационной колонны и работе пластов принимают решение о целесообразности проведения подземного или капитального ремонта, а также планируют эффективные геолого-технические мероприятия по проведению водоизоляционных работ и ремонтно-изоляционных работ для ввода скважины из бездействия и получения дополнительной добычи нефти.

Пример конкретного выполнения

Выполняют исследования нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт на глубине 1747-1759 м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, в скважине на колонне насосно-компрессоных труб диаметром 73 мм подвешен глубинный штанговый насос, вышедший из строя. Скважина была в эксплуатации 52 года. В скважине вероятны нарушения эксплуатационной колонны, возможны заколонные перетоки. Для выяснения целесообразности проведения ремонтных работ предполагается оценить наличие нарушений эксплуатационной колонны и наличие заколонных перетоков. Для этого проводят спускоподъемные операции глубинных приборов по межтрубному пространству скважины. Используют геофизический многофункциональный прибор СОВА-С3-28Т-60 в комплексе с цифровым расходомером турбинным СОВА-СЗРЦ-28. Приборы спускают на трехжильном геофизическом кабеле КГ3-3-60-200-МФ Е01 до забоя скважины. При спуске поддерживают скорость спуска в пределах 400-600 м/ч. При спуске геофизического прибора проводят контрольную (фоновую) запись температуры термометром сопротивления по стволу скважины для оценки технического состояния эксплуатационной колонны, а также запись естественного гамма-излучения горных пород (интегральный гамма-каротаж) для привязки полученных геофизических данных к глубине. После контрольной записи температуры проводят снижение уровня жидкости в скважине путем закачки азота в межтрубное пространство передвижной азотной компрессорной станции ТГА-10/251 при давлении, равном 9 МПа. Жидкость, находящаяся в стволе скважины, вытесняется азотом в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию и желобную емкость. После снижения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины до 710 м от устья проводят стравливание избыточного давления до атмосферного. Производят подъем геофизического прибора на 75 м выше кровли верхнего интервала перфорации (исследования показали, что результат не меняется в пределах от 50 до 100 м) со скоростью, поддерживаемой в пределах 180-200 м/ч, с одновременной записью расхода жидкости (дебита) скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры термометром сопротивления для выявления интервалов притоков из пластов и/или нарушений эксплуатационной колонны, а также для выделения интервалов заколонных перетоков, т.е. источников обводнения. После прохождения прибором на 75 м выше кровли верхнего интервала перфорации проводят запись только термометром сопротивления со скоростью, поддерживаемой в пределах 400-600 м/ч.

Выявляют температурные аномалии в интервалах глубин 1747-1750 м. Производят уточнение и детализацию данных интервалов притока путем проведения комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью, поддерживаемой в пределах 180-200 м/ч. Для детализации выявленного интервала замеры механическим дебитомером составляют не менее 30 точек в исследуемых интервалах. После проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск геофизического прибора. При спуске проводят повторную запись температуры термометром сопротивления для выявления и уточнения интервалов притоков из нарушений эксплуатационной колонны и/или из пластов, а также для выделения интервалов заколонных перетоков. Термометр фиксирует изменения значений температуры по сравнению с контрольной (фоновой) записью, т.е. температурные аномалии, возникающие в процессе дроссельного эффекта. Разность температур повторных записей относительно контрольной записи свидетельствует о наличии притоков, перетоков из данного интервала пласта и/или места нарушения эксплуатационной колонны. Для подтверждения и уточнения интервалов притока производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером. Замер механическим дебитомером составляет не менее 30 точек. После дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что и при повторном спуске, т.е. выделяют и уточняют интервалы притоков и перетоков.

Полученные результаты исследований о техническом состоянии эксплуатационной колонны и работе пластов свидетельствуют о множественных нарушениях и множественных заколонных перетоках. Исходя из того, что дебит скважины низкий, а запасы нефти в околоскважинной зоне незначительны, принимают решение о нецелесообразности проведения подземного или капитального ремонта и ликвидации скважины.

Применение предложенного способа позволит проводить исследования добывающей скважины со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.

Способ исследования скважины, включающий термометрию и гамма-каротаж скважины с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины, возмущающее воздействие, повторную термометрию и гамма-каротаж с записью значений и данных расходомера, сравнение данных, отличающийся тем, что термометрию и гамма-каротаж проводят по межтрубному пространству скважины, возмущающее воздействие выполняют снижением уровня жидкости в скважине закачкой инертного газа в межтрубное пространство при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, с вытеснением жидкости в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию, стравливанием избыточного давления до атмосферного, при повторном проведении термометрии и гамма-каротаже производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры, после прохождения прибором на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации ведут запись только термометром со скоростью 400-600 м/ч, при выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов проведением комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч с замером 30-40 точек в исследуемом интервале, после проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск прибора, повторную запись температуры, производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером с замером 30-40 точек, после дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что при повторном спуске.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области скважинных каротажных приборов с генератором нейтронов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может использоваться для выделения трещинно-поровых, трещинно-кавернозных высокорадиоактивных пород-коллекторов.

Изобретение относится к области ядерно-геофизических исследований скважин импульсными нейтронными методами и может быть использовано в геологии, геофизике, атомной промышленности и в других областях народного хозяйства.

Изобретение относится к области нефте- и газопромысловой геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой залежей нефти и газа для определения пористости пластов.
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к выявлению углеводородсодержащих пластов в бурящихся, эксплуатационных и другого назначения скважинах.

Изобретение относится к области ядерной геофизики и служит для автоматической энергетической калибровки скважинных спектрометров со стальным кожухом, регистрирующих естественное гамма-излучение или нейтронное гамма-излучение, обладающих нелинейностью не больше ±2% и предназначенных для исследования обсаженных и необсаженных нефтегазовых, рудных и инженерных скважин, использующих стационарные или импульсные источники нейтронов.

Изобретение относится к скважинному устройству для определения свойств подземных формаций. .

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях и при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля динамического уровня жидкости для управления погружным электронасосом. .

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. .

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемого из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, как отдельных, так и кустов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин
Наверх