Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может быть использовано для определения затрубного движения жидкости в действующих нефтяных скважинах.

Известен способ определения затрубного движения жидкости путем регистрации температуры вдоль ствола скважины. О наличии заколонного перетока судят по нарушению геотермического поля в зумпфе скважины (1).

Недостатки способа вЂ” невозможность его использования в скважинах с коротким зумпфом, когда пласт-источник обводнения находится ниже исследуемого интервала, а также невозможность определения затрубного движения жидкости из вышележащих неперфорированных интервалов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ определения затрубного движения жидкости в действующей. скважине путем регистрации серии термограмм после пуска скважины в эксплуатацию. О наличии затрубного движения судят по увеличенному темпу установления теплового поля в зумпфе скважины (2).

Недостаток способа состоит в низкой эффективности при определении затрубного движения жидкости из высоконапорных и низконапорных пластов в скважинах с короткими зумпфами.

Цель изобретения вЂ” устранение этого недостатка.

Указанная цель достигается тем, что в способе регистрацию термограмм производят при одновременном изменении отбора жидкости из скважины и о наличии затруб о ного движения жидкости судят по изменению характера температурной аномалии в подошвенной части нижнего И (ИЛИ) кровельной части эксплуатируемого пласта.

На фиг. 1 представлены теоретические температурные кривые при отсутствии за15 трубного движения жидкости; на фиг. 2вЂ” при наличии затрубного движения жидкости; на фиг. 3 вЂ” при наличии затрубного движения жидкости из высоконапорного пласта в подошву перфорированного; на фиг. 4вЂ” при наличии затрубного движения жидкости из высоконапорного вышележащего водоносного пласта, на фиг. 5 вЂ” при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного вышележащего пласта; на фиг. 617232

4Î

55 з

8 при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного нижележащего водоносного пласта в подошву перфорированного; на фиг. 7 рассмотрен характер изменения температурной аномалии в кровельной части верхнего эксплуатирующего пласта при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного вышележащего пласта; на фиг. 8 вЂ” характер изменения температур.ной аномалии в подошвенной части нижнего эксплуатируемого пласта при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного пласта.

В случае отсутствия затрубного движения жидкости тепловое поле по оси скважины в подошвенной части пористой среды определяется теплоотдачей от работающего пласта путем теплопроводности в подстилающие породы. С этим связано сглаживание температурной кривой при приближении к подошвенной части эксплуатируемого пласта.

А в случае наличия заколанного движения жидкости тепловое поле по оси скважины в подошвенной части перфорированного пласта определяется эффектом калориметрического смешивания притекающих из перфорированного пласта и по заколонному пространству жидкостей.

При наличии высоконапорного пластаобводнителя смешивание жидкостей в подошвенной части перфорированного пласта приводят к отрицательному калориметрическому эффекту.

Однако возможно появление на термограмме температурной аномалии, аналогичной последней и при отсутствии заколонного перетока жидкости, в случае, когда в пределах одного пласта в подошвенной части поступает более разогретая жидкость. Это возможно, например, при прорыве воды по высокопроницаемому пропластику так, что нефть отжимается к подошвенной части пласта и поступает в скважину но подошве пласта.

Изменение забойного давления (отбора жидкости из скважины) оказывает влияние на температуру, поступающей в скважину. жидкости, а последнее приводит к изменению распределения температуры в подошвенной части перфорированного пласта при наличии затрубного движения. Изменение характера температурной аномалии в подошвенной части эксплуатируемого пласта позволяет однозначно судить о наличии затрубного движения жидкости.

Способ осуществляют следующим образом.

Непосредственно после обводнения продукции скважины при данном отборе жидкости регистрируют термограмму вдоль оси скважины в процессе работы ее, затем изменяют отбор жидкости скважины и одновременно регистрируют термограммы вдоль оси скважины; по изменению характера 0

15 0

25 зо

З5

4 температурной аномалии в подошвенной (кровельной) части нижнего (верхнего) эксплуатируемого пласта на термограммах, полученных в результате замеров при изменении отбора жидкости, судят о наличии или отсутствии затрубного движения жидкости.

На фиг. 4 рассмотрен схематический случай изменения температурной аномалии в кровельной части верхнего эксплуатирующегося пласта при наличии затрубного движения жидкости из высоконапорного вышележащего водоносного пласта при изменении (снижении) отбора жидкости из скважины. Типичная температурная аномалия для этого случая вЂ” кривая 1 (фиг. 4).

Увеличение температуры в кровельной части пласта связано с поступлением более разогретой жидкости из высоконапорного вышележащего пласта по заколонному пространству. Поэтому в кровельной части наблюдается положительный эффект калориметрического смешивания. Однако аналогичная аномалия по термограмме будет и в случае, когда по кровельной части пласта поступает нефть.

Предлагаемый способ позволяет и в этом случае сделать однозначное заключение о наличии или отсутствии заколонного движения жидкости.

Кривая 3 (фиг. 4) соответствует моменту (при снижении отбора жидкости), когда продуктивный пласт не работает, а высоконапорный пласт продолжает работать через заколонное пространство.

Предлагаемый способ реализуется и в случае заколонного движения жидкости из низконапорных пластов, как из нижележащих, так и из вышележащих (фиг. 6 и 5 соответственно).

В этом случае по заколонному пространству поступает жидкость с более низкой температурой, чем жидкость из продуктивного пласта.

На фиг. 7 рассмотрен схематический случай изменения температурной аномалии в кровельной части верхнего эксплуатирующегося пласта при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного вышележащего пласта при изменении (снижении) отбора жидкости из скважины. Кривая 1 с резким уменьшением температуры (отрицательный калори метрический эффект) в кровельной части перфорированного пласта характеризует приток более холодной жидкости по заколонному пространству.

Кривая 3 (фиг. 7) соответствует моменту (при снижении отбора жидкости), когда низконапорный пласт-источник обводнения перестает работать вследствие выравнивания забойного и пластового давлений, а продуктивный продолжает работать, так как пластовое давление в перфорированном пласте выше, чем в пласте-обводнителе. сразу после обводнения скважины, а также повышается точность и надежность определения затрубного движения жидкости из вышележащих пластов.

Формула изобретения

Способ определения затрубного движения жидкости в действующей скважине путем регистрации серии термограмм вдоль оси скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет определения затрубного движения жидкости из высоконапорных и низконапорных пластов в скважинах.с короткими зумпфами, регистрацию термограмм производят при одновременном изменении отбора жидкости из скважины и о наличии затрубного движения жидкости судят по изменению характера температурной аномалии в подошвенной части нижнего И (ИЛИ) кровельной части эксплуатируемого пласта.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Дворкин И. Л. и др. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции;«Нефтяное хозяйство», 1974, № 12.

2. Авторское свидетельство СССР по заявке № 2564990/03, кл. Е 21 В 47/00, 1978.

817232

На фиг. 8 рассмотрен схематический случай изменения температурной аномалии в подошвенной части нижнего эксплуатируемого пласта при наличии затрубного движения жидкости из низконапорного пласта. в процессе изменения (снижения) отбора s жидкости из скважины.

Приток более холодной жидкости в подошву перфорированного пласта приводит к затянутости температурной аномалии на термограмме. Эта затянутость охватывает весь пласт так, что нижняя граница работающего пласта не определяется (кривая 1).

При снижении отбора жидкости наступает такой момент в работе скважины, когда забойное давление становится равным пластовому давлению пласта-обводнителя.

В этом случае переток по заколонному пространству прекращается, продуктивный пласт продолжает работу. При этом характер. температурной аномалии в подошвенной части изменяется и отмечается температурной аномалией, соответствующей нормальной. работе пласта. Этому моменту соответствует кривая 3 (фиг. 8).

При использовании предлагаемого способа существенно повышается эффективность определения затрубного движения жидкости, в особенности для скважин с короткими зумпфами; появляется возможность выявления заколонного движения

Е(м) 2 фиг. Я

817232

Редактор М. Ткач

Заказ 993 42

Составитель Н. Кривко

Техред А. Бойкас Корректор Г. Назарова

Тираж 627 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектйая, 4

Способ определения затрубного дви-жения жидкости b действующей скважине

Скважинный каверномер-профилемер // 817230

Скважиннный профилемер // 817229

Скважинный каротажный прибор // 817228

Устройство для обработки каротажныхданных // 817227

Устройство для герметизации узловскважинных приборов // 817226

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100592

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100593

Способ определения азимута и зенитного угла скважины и гироскопический инклинометр // 2100594

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для обследования нефтяных, газовых и геофизических скважин путем движения скважинного прибора в скважине в непрерывном или точечном режиме, при определении азимута и зенитного угла скважины

Скважинный термометр // 2100595

Изобретение относится к устройствам для измерения температуры в буровых скважинах

Установка для измерения и исследования продукции скважин // 2100596

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов

Бескарданный гироскопический инклинометр и способ выработки инклинометрических углов // 2101487

Устройство для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн // 2101488

Изобретение относится к средствам контроля технического состояния обсадных колонн в скважинах и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства

Телеметрическая система передачи и приема информации в процессе бурения // 2101489

Изобретение относится к геофизическим исследованиям

Способ обработки сигналов инклинометрических преобразователей (его вариант) // 2102596

Способ контроля состояния крепи скважины // 2102597

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, применяемым для геофизических исследований скважин, и предназначено для технического состояния их крепи: обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве, а также спущенных в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ)