Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМИ ТРУБАМИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля разработки нефтяных месторождений, в частности для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах.

Известен способ исследования скважины (см. SU 987082, E 21 B 47/00, 17.01.1983), включающий двукратную регистрацию распределения температуры вдоль ствола скважины с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм, первую регистрацию распределения температуры осуществляют в режиме закачки флюида в скважину, после чего переводят скважину из режима закачки в режим отбора флюида из скважины и производят повторную регистрацию распределения температуры в процессе перехода от режима закачки к стационарному режиму отбора флюида из скважины, где превышение точности выявления работающих интервалов осуществляют за счет увеличения полезной температурной аномалии.

Способ обладает низкой эффективностью при приемистости интервалов, расположенных ниже места нарушения герметичности колонны, составляющей более 70-100 м³/сут, поскольку в этом случае градиент температуры при закачке практически не изменяется в верхнем интервале колонны, следовательно, он находит ограниченное применение.

Известно исследование нагнетательных скважин (см. патент RU 2121571, кл. E 21 В 47/00, 10.11.1998), основанное на методе термометрии.

Сущность способа заключается в следующем. Температуру измеряют вдоль ствола скважины через 0,5-5,0 часов после перевода ее с режима квазистационарного распределения температуры в НКТ в процессе закачки на отбор жидкости через НКТ. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два измерения температуры, первое не более 2 мин, а второе через 5-12 мин. После перевода с режима закачки на отбор жидкости через НКТ регистрируют в НКТ 0,1T₀, где T₀ = T_м - T_нкт, T_м и T_нкт - температура в межтрубье и в НКТ перед началом отбора жидкости из скважины.

О нарушении герметичности НКТ судят по форме аномалии температуры при первом измерении, а о нарушении герметичности эксплуатационной колонны (ЭК) судят по аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях.

Недостатком известного способа являются большие погрешности в результатах исследований. Это связано с негерметичностью НКТ, а также наличием в закачиваемой воде эмульсии нефти, сгустков парафина, приводящих к снижению чувствительности прибора.

Кроме того, проведение исследований по данному способу требует операторов высокой квалификации, поскольку выявление аномалий в полевых условиях весьма затруднительно и даже в специально оборудованных стационарных условиях интерпретаторы затрачивают значительное время на изучение полученного материала.

Задачей настоящего изобретения является повышение точности исследований, следовательно, и получение достоверных результатов.

Поставленная задача достигается тем, что в способе исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной НКТ, включающем отбор и закачку жидкости в скважину, регистрацию изменения температуры вдоль ее ствола и определение герметичности эксплуатационной колонны по результатам сопоставления полученных термограмм, отбор и закачку жидкости в скважину осуществляют по межтрубному пространству, перед отбором жидкости из скважины сначала определяют фоновое значение температуры вдоль ее ствола после предварительной остановки скважины и восстановления квазистационарного режима, при этом отбор жидкости осуществляют в количестве до одного объема ствола скважины, причем частями по равному объему, отобранную жидкость закачивают в скважину по аналогичной схеме, что и при отборе, при этом регистрацию изменения температуры вдоль ствола скважины производят после каждого отбора и закачки перемещением термометра внутри НКТ, а сопоставление полученных термограмм производят с фоновым ее значением. При этом о герметичности эксплуатационной колонны судят по отсутствию аномальных значений на полученных термограммах по сравнению с фоновой термограммой и по отсутствию точки перегиба на графике термограмм.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где изображена скважина, оборудованная колонной НКТ, а устье - арматурами.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Скважину 1 останавливают и оставляют в покое на 1-24 часа (в зависимости от времени года) для восстановления квазистационарного температурного режима, после чего определяют фоновое значение температуры скважины вдоль ее ствола, т.е. фоновую термограмму, перемещением спущенного на каротажном кабеле 2 термометра 3 внутри HKT 4. Затем по межтрубному пространству через открытую задвижку 5 отбирают скважинную жидкость в количестве до одного объема скважины, но частями по равному объему. Как показали результаты исследований, оптимальным при этом является отбор в два приема. Отобранную жидкость закачивают также в два приема по равному объему, что и при отборе после стабилизации температуры отобранной жидкости, что достигается перемешиванием. При этом после каждой части отобранной жидкости и закачки производят регистрацию изменения температуры вдоль ствола скважины перемещением термометра внутри HKT. Затем полученные термограммы сопоставляют с ее фоновой термограммой. При этом по отсутствию аномальных значений на полученных термограммах по сравнению с фоновой и по отсутствию точки перегиба на графике термограмм судят о герметичности эксплуатационной колонны.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.

Его использование обеспечивает получение более достоверной информации о наличии дефекта колонны, что дает возможность своевременно принимать меры по устранению негерметичности эксплуатационной колонны, следовательно, предотвращать осолонение родников за счет непроизводительной закачки минерализованных вод, предназначенных для поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений.