Способ выделения заколонных перетоков и зон коррозии обсадных колонн в эксплуатационных скважинах


 


Владельцы патента RU 2610935:

Нургалеев Венер Галеевич (RU)
Ураков Дмитрий Витальевич (RU)

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью. По наличию аномалий производят определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости. При этом дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Технический результат заключается в одновременном выделении заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышении надежности оценки технического состояния скважин. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин.

Известен способ контроля движения пластового флюида в заколонном пространстве эксплуатационной скважины [Патент РФ №2078923, МПК E21B, 1997]. В этом способе на разных режимах работы скважины выявляют интервалы перетока флюида в заколонном пространстве по амплитуде электромагнитного поля, возбуждаемого потоком жидкости в частотном диапазоне 60÷280 Гц, и по наличию аномалий определяют соответственно интервалы заколонного перетока пластовой воды. Суть способа заключается в том, что вследствие вибрации намагниченной обсадной колонны при перетоке заколонной жидкости она сама приобретает свойство генерации электромагнитных волн в частотном диапазоне вибрации потока. При полном прекращении заколонного перетока прекращается и генерация электромагнитных волн.

Однако в интервалах заколонных перетоков агрессивных пластовых жидкостей интенсивно идут коррозионные процессы, которые и определяют техническое состояние обсадных колонн. Таким образом, недостаток данного способа состоит в том, что он не предназначен для выделения зон коррозии обсадных колонн в интервалах заколонных перетоков пластовой жидкости.

Экспериментальным путем установлено, что в основном перетекаемый поток жидкости имеет вихревой, турбулентный режим движения [См. Dalia Abdallah, Mohamed Fahim, Khaled Al-Hendi. Casing Corrosion Measurement to Extend Asset Life. Изучение коррозии обсадной колонны для продления срока службы. Oilfield Review. Autumn, 2013, Vol. 25, №3, p. 18-31]. С наружной стороны колонны при плохом контакте цементного камня имеют место как площадная, так и «ручейковая» коррозии. Последняя приводит к прорезанию каналов вплоть до сквозных щелей в теле колонны перетекаемыми агрессивными пластовыми жидкостями. В интервалах низкого качества цементирования в заколонном пространстве скважины могут иметь место перетоки агрессивной жидкости с высокой минерализацией из одного водоносного пласта с более высоким пластовым давлением в другой с более низким. При добыче нефти при депрессии на пласт может быть «подсос» пластовой воды из заколонного пространства в интервал перфорации из вышележащего или нижележащего водоносных пластов, что приводит к обводнению продукции.

Известен способ магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии [См. Потапов А.П. и др. Магнитоимпульсная дефектоскопия - толщинометрия обсадных колонн и насосно-компрессорных труб. М.: ВНИИ-геосистем, 2012. с. 146]. Он основан на исследовании пространственного распределения в обсадной колонне труб затухающих во времени вихревых токов, которые наводят электродвижущую силу (ЭДС) в приемной катушке после выключения импульсов тока намагничивания в генераторной катушке. Интерпретация результатов дефектоскопии-толщинометрии обеспечивает получение информации о различных дефектах обсадной колонны, вызванных коррозией.

Однако значительные сложности при проведении интерпретации результатов связаны с зонами остаточной намагниченности обсадных колонн, создающих магнитный шум, проявляющийся на всех зондах аппаратуры типа МИД-К, независимо от глубины исследования, и приводящей к дополнительной погрешности определения толщины стенок до 0,4 мм. Аномалии при сильной намагниченности обсадной колонны [стр. 109-110] проявляются в виде резких колебательных аномалий разных знаков, причем чаще положительные аномалии по амплитуде меньше, чем отрицательные. В результате вибрации остаточно намагниченной обсадной колонны при движении потока заколонной жидкости, как в прототипе [Патент РФ №2078923], регистрируется сигнал электромагнитного поля, который представляется в виде огибающей.

При коррозии металла обсадной колонны происходит не только потеря самого металла, но и изменение ее электромагнитных свойств, прежде всего намагниченности. Переточные аномалии однозначно проявляются при регистрации сигналов в виде аномалий повышенной намагниченности. Как правило, границы интервалов перетоков флюидов совпадают с границами зоны коррозии обсадных колонн. Этот факт подтверждается низкочастотной акустической шумометрией в том же частотном диапазоне 60÷280 Гц, что и для электромагнитных волн, возбуждаемых вибрацией потока в вышеупомянутом прототипе. Акустическая шумометрия [Авторское свидетельство СССР №1379757, МПК G01V 1/40. Способ определения заколонных водопритоков] выявляет при этом по повышенным амплитудам акустических низкочастотных шумов интервалы водопритоков и перетоков жидкости в заколонном пространстве эксплуатационной скважины и может быть использован дополнительно.

Целью предлагаемого изобретения является устранение вышеуказанного недостатка прототипа - невозможности выделения зон коррозии обсадных колонн в интервалах заколонных перетоков пластовой жидкости. Поставленная цель достигается тем, что в вышеупомянутом способе выделения заколонных перетоков флюида в эксплуатационных скважинах по амплитуде электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, возбуждаемого колебаниями потока жидкости в обсадной колонне с остаточной намагниченностью, дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности определяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн в эксплуатационных скважинах.

На фигурах представлены диаграмма аномалий намагниченности магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и низкочастотная акустическая шумограмма в интервале глубин 580 - 675 м эксплуатационной скважины.

На фиг.а показана диаграмма аномалий повышенной намагниченности магнитоимпульсного дефектоскопа-толщиномера типа МИД-К. На фиг.б приведена низкочастотная акустическая шумограмма, зарегистрированная акустическим шумомером типа АШИМ-36. На диаграмме дефектоскопа по огибающей аномалий намагниченности выделяется интервал заколонного перетока жидкости 597-656 м. Этот же интервал перетока жидкости подтверждается низкочастотной акустической шумограммой. При сопоставлении двух диаграмм явно просматривается корреляция амплитуды низкочастотных акустических шумов с огибающей аномалий намагниченности магнитоимпульсной дефектоскопии обсадной колонны. Амплитуды акустических шумов пропорциональны скорости заколонных перетоков жидкости.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Сначала по стволу эксплуатационной скважины регистрируют амплитуду колебаний электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванных вибрацией потока пластовой жидкости, и по наличию аномалий определяют интервалы заколонных перетоков пластовой жидкости. Затем дополнительно проводят магнитоимпульсную дефектоскопию-толщинометрию (фигурах), по результатам которой по аномалиям намагниченности в условных единицах (у.е.) уточняют границы интервалов заколонного межпластового перетока или «подсоса» жидкости в зону перфорации, а по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Абсолютная величина аномалий намагниченности пропорциональна величине коррозии обсадной колонны. Чем больше коррозия, тем меньше толщина обсадной колонны. А чем меньше толщина обсадной колонны, тем выше ее намагниченность. На примере эксплуатационной скважины границы заколонных перетоков жидкости, выделенные по аномалии с повышенными значениями намагниченности 597-656 м (фиг.а), совпадают с границами интервала перетоков жидкости, выделенными по низкочастотной акустической шумограмме (фиг.б). Эта связь достаточно закономерная.

Технический эффект: Одновременное выделение заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышение надежности оценки технического состояния скважин.

Способ выделения заколонных перетоков и зон коррозии обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, включающий регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванного вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью, и по наличию аномалий определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости, отличающийся тем, что дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации лифтовых труб, за счёт определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность. Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины заключается в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины, и измерении объема этой жидкости. В данном способе меняют частоту электрического тока погружного электродвигателя установки электроцентробежного насоса скважины, одновременно обеспечивая постоянный расход скважинной жидкости по колонне лифтовых труб, и, как следствие, изменяют температуру жидкости в колонне лифтовых труб. Время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - на устье скважины. Объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют с помощью длины колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, эмпирического коэффициента, учитывающего разницу в состоянии скважинной продукции в колонне лифтовых труб и в устройстве по измерению внутреннего объема колонны труб, производительности электроцентробежного насоса, времени изменения температуры скважинной продукции в зоне датчиков температуры, установленных в нижней и верхней части колонны лифтовых труб. Для скважин с большой длиной колонны НКТ внутреннюю поверхность труб покрывают теплоизоляционным материалом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх