Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАКОЛОННОГО ПЕРЕТОКА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ В ИНТЕРВАЛАХ ПЕРЕКРЫТЫХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫМИ ТРУБАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (далее НКТ).

Известен способ изоляции притока воды в скважину путем закачки в пласт глинистой суспензии и водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, при котором, с целью повышения эффективности изоляции за счет увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала, первоначально в пласт закачивают водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,001-0,05%-ной концентрации, а затем глинистую суспензию удельного веса 1,02-1,08 г/см³ (а.с. SU №933963, МПК⁵ E21B 43/37, 07.06.1982 г.).

Известен способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине, включающий спуск датчика температуры в скважину, регистрацию распределения температуры вдоль ствола скважины в режиме закачки и отбора жидкости с последующим сопоставлением полученных термограмм, в котором с целью повышения точности определения интервалов заколонного движения жидкости вторую термограмму регистрируют в момент подхода температурного возмущения из зоны заколонного движения к датчику температуры и по наличию отрицательного градиента разности первой и второй термограмм в зумпфе скважины судят об интервале заколонного движения (а.с. SU №1476119, МПК⁴ E21B 47/10, 30.04.1989 г.).

Известен также способ исследования нагнетательных скважин, включающий регистрацию изменения температуры вдоль ее ствола при закачке и в процессе перехода от режима закачки к стационарному режиму отбора жидкости с интервалом во времени и последующее сопоставление полученных термограмм, при этом в каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое измерение - при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки, после чего останавливают скважину и проводят второе измерение в течение времени, не превышающего 2,5 мин после прекращения закачки. По форме аномалии температуры при первом и втором измерениях или по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях судят о нарушении герметичности эксплуатационной колонны скважины в данном интервале (патент RU №2121572, МПК⁶ E21B 47/10, 10.11.1998 г.).

Недостатком известных способов является неоднозначность в определении интервала заколонного перетока жидкости вследствие неопределенности интервала времени, в течение которого необходимо проводить регистрацию термограмм, а в скважинах, перекрытых НКТ, невозможно решить задачу по определению заколонных перетоков.

Известен также способ определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине, в котором регистрацию серии термограмм вдоль ствола скважины выполняют в расчетный промежуток времени после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт. Регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4-40 минут после прекращения закачки (патент RU №2171373, МПК⁷ E21B 47/10, 27.07.2001 г.).

Недостатком способа является то, что промежуток времени 4-40 минут не является оптимальным для точного определения интервала заколонного движения жидкости и замедленный темп восстановления температуры не является достаточным для точного определения нужного интервала заколонного движения. А в скважинах, перекрытых НКТ, данный способ не может решить задачу по определению заколонных движений.

Наиболее близким к изобретению по достигаемому результату является способ определения затрубного движения жидкости в действующей скважине путем регистрации температуры вдоль ее ствола, в котором с целью повышения точности способа и обеспечения возможности его использования в начальной стадии эксплуатации скважины регистрируют серию термограмм непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, а о наличии затрубного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля (а.с. SU № 665082, МПК⁵ E21B 47/10, 30.05.1979 г.).

Недостатком способа является то, что при наличии противотока (интервал перекрыт НКТ) определить наличие заколонного перетока на фоне теплового поля работающей скважины не представляется возможным и даже по сопоставлению термограмм, зарегистрированных на различных режимах работы скважины.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых НКТ.

Для решения поставленной задачи в способе определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых НКТ, путем одновременной регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом, в скважину опускают термоизолированную НКТ с размещенными снаружи датчиками температуры, осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале, после извлечения НКТ анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где R_k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры.

Насосно-копрессорная труба может быть термоизолирована только на участках размещения датчиков температуры. В интервале заколонного перетока устанавливают не менее 3-х датчиков температуры, выше интервала заколонного перетока устанавливают базовый датчик температуры.

Сложность решения данной задачи геофизическими методами связана с тем, что при заколонных перетоках в скважинах, перекрытых стальными НКТ, встречный поток флюида значительно уменьшает полезный температурный сигнал от температурной аномалии, созданной заколонным перетоком.

Признаками, направленными на решение поставленной задачи, является то, что в скважину в зону предполагаемого заколонного перетока опускаются термоизолированные НКТ с размещенными снаружи датчиками температуры, осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале, после извлечения НКТ анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где R_k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры.

Датчики устанавливают таким образом, чтобы в зоне предполагаемого заколонного перетока находилось не менее 3-х датчиков температуры. Один датчик устанавливается выше предполагаемого интервала заколонного перетока, показания которого являются базовыми. Показания остальных датчиков характеризуют температурный режим отдельных участков и аномальные изменения температуры по отношению к базовому датчику.

Применение термоизолированных НКТ с низкой теплопроводностью, ограничивает поступление мешающего температурного сигнала к датчикам, расположенным снаружи НКТ, при этом к датчикам температуры из заколонного пространства поступает полезный температурный сигнал.

По показаниям всех датчиков отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины в работу, связанное с подъемом по НКТ более теплой жидкости с нижнего интервала. Время t зависит от радиуса колонны и температуропроводности среды между НКТ и колонной.

В совокупности вышеуказанные признаки позволяют повысить достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ.

Из научно-технической литературы и патентной документации неизвестны способы повышения достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых НКТ, за счет применения термоизолированных НКТ с учетом низкой теплопроводности, ограничивающей поступление температурного мешающего сигнала к датчикам, расположенным снаружи НКТ, при этом к датчикам температуры из заколонного пространства поступает полезный температурный сигнал.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критериям «изобретательский уровень» и «новизна».

Осуществление способа показано на прилагаемых графических материалах:

фиг. 1. Схема монтажа оборудования при реализации способа;

фиг. 2. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае отсутствия заколонного перетока;

фиг. 3. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае наличия заколонного перетока.

Способ осуществляют следующим образом.

В скважину 1 спускают компоновку, состоящую из воронки 2, термоизолированных НКТ 3 с размещенными на них снаружи базовым датчиком 4 температуры, контрольными датчиками 5.1, 5.2, 5.3 температуры, пакера 6 и струйного насоса 7 (фиг. 1). Насосно-копрессорные трубы 3 могут быть термоизолированы полностью или только на участках размещения датчиков 4 и 5.1, 5.2, 5.3 температуры.

Проводится замер температуры в неработающей скважине 1.

С помощью струйного насоса 7 скважина 1 запускается в работу и выводится на режим установившегося притока (отбора продукции).

Регистрируется изменение температуры на каждом датчике 4, 5.1, 5.2, 5.3 в течение 3-6 часов после пуска скважины в работу.

Скважина останавливается, компоновка извлекается из скважины, записанные данные скачиваются из памяти упомянутых датчиков.

Проводится анализ изменения температуры на различных режимах работы скважины по каждому датчику. При этом анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где R_k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины.

По результатам анализа выявляют участки аномального изменения температуры по отношению к базовому датчику 4 и устанавливают факт наличия или отсутствия заколонного перетока в изучаемом интервале.

Пример практической реализации.

Проведен следующий комплекс работ.

В зону предполагаемого заколонного перетока спущены термоизолированные НКТ 3 с размещенными на них снаружи: базовым датчиком 4 температуры, контрольными датчиками 5.1, 5.2, 5.3 температуры, пакером 6 и струйным насосом 7 (фиг. 1). Компоновка спущена таким образом, чтобы пакер 6 был установлен на несколько метров выше интервала предполагаемого заколонного перетока. При этом базовый датчик 4 расположен выше кровли неперфорированного водоносного пласта 8, а три контрольных датчика 5.1, 5.2, 5.3 расположены между подошвой неперфорированного водоносного пласта 8 и кровлей перфорированного нефтеносного пласта 9.

Скважина 1 с помощью струйного насоса 7 запускается в работу и выводится на режим стабильного отбора продукции. В течение всего периода нахождения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 в скважине 1 проводится регистрация изменения температуры в точках их расположения.

Затем работа насоса 7 прекращается, вся компоновка извлекается из скважины 1, зарегистрированные данные по температуре скачиваются и расшифровываются.

По результатам сравнения характера изменения температуры во времени по всем датчикам 4, 5.1, 5.2, 5.3 делается вывод о наличии заколонного перетока.

На фиг. 2 показаны изменения температуры во времени в точках расположения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 при отсутствии заколонного перетока из вышележащего неперфорированного водоносного пласта 8. По показаниям всех датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины 1 в работу, связанное с подъемом по НКТ 3 более теплой жидкости из перфорированного нефтеносного пласта 9. Время t зависит от радиуса колонны и температуропроводности среды между НКТ 3 и колонной.

На фиг. 3 показаны изменения температуры во времени в точках расположения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 при наличии заколонного перетока из вышележащего неперфорированного водоносного пласта 8 в нижележащий перфорированный нефтеносный пласт 9.

По показаниям базового датчика 4 отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины 1 в работу, связанное с подъемом по НКТ 3 более теплой жидкости из нефтеносного пласта 9.

По показаниям контрольных датчиков 5.1, 5.2, 5.3, расположенных между подошвой неперфорированного водоносного пласта 8 и кровлей перфорированного нефтеносного пласта 9, после запуска скважины 1 в работу по истечении времени t отмечается постепенное понижение температуры относительно фонового замера, связанное с фильтрацией по заколонному пространству более охлажденной жидкости из вышележащего водоносного пласта 8 в нижележащий нефтеносный пласт 9.

Использование заявляемого способа, в сравнении с известными, позволяет повысить достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ.

Способ определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых НКТ, может быть осуществлен с использованием современных материалов и оборудования.