СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ НАРУШЕНИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, определении заколонных перетоков.

Известен способ испытания скважины на герметичность, включающий проведение гамма-каротажа, закачку в скважину мягкого меченого снаряда, состоящего из 3-х секций: очищающей, индикаторной и разделяющей, и определение интервалов нарушения герметичности обсадной колонны по повышению интенсивности гамма-активности (Патент РФ № 2184843, кл. Е21В 47/00, опубл. 2002.07.10).

Известный способ требует применения специального оборудования - меченого снаряда. Способ не позволяет с достаточной точностью определить места нарушения обсадной колонны и заколонные перетоки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, согласно которому ведут гамма-каротаж, проводят контрольный гамма-каротаж и сопоставление их друг с другом. В качестве радиоизотопа при гамма-каротажа используют радиоактивные элементы породы. При сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины. При определении нарушения эксплуатационной колонны выше уровня жидкости в скважине нарушение определяют на сухом участке по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, а источник поступления воды в заколонное пространство определяют по концу изменения той же кривой, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 80-100% и отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа. При определении нарушения эксплуатационной колонны ниже уровня жидкости в скважине нарушение определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой. Выявленные нарушения ремонтируют (Патент РФ № 2235193, кл. Е21В 43/00, опубл. 2004.08.27 - прототип).

Известный способ не обладает достаточной достоверностью обнаружения нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины из-за скапливания радиоактивных изотопов на муфтах колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины.

Задача решается тем, что в способе определения места нарушения эксплуатационной колонны скважины, включающем гамма-каротаж и термометрию с определением интервала температурных аномалий по кривой распределения температуры по глубине скважины, определение места нарушения по общему интервалу скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий при термометрии, согласно изобретению перед проведением определения скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб, закачивают рабочий агент по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут., останавливают скважину, проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут., при определении места нарушения гамма-каротаж и термометрию проводят по колонне насосно-компрессорных труб, после термометрии скважины и регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб или по межтрубному пространству в пласт, повторно проводят термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, сравнивают кривые распределения температуры по глубине скважины до и после прокачки воды в пласт, в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий рассматривают участок кривой распределения температуры по глубине скважины в виде зигзага или ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка.

Признаками изобретения являются:

1) оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб;

2) эксплуатация скважины с закачкой рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 и более сут.,

3) остановка скважины;

4) проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут.;

5) гамма-каротаж и термометрия;

6) гамма-каротаж и термометрия по колонне насосно-компрессорных труб;

7) после термометрии скважины и регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины прокачка воды по колонне насосно-компрессорных труб или по межтрубному пространству в пласт;

8) повторное проведение термометрии скважины и регистрация кривой распределения температуры по глубине скважины;

9) сравнение кривых распределения температуры по глубине скважины до и после прокачки воды в пласт;

10) в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий рассматривание участка кривой распределения температуры по глубине скважины в виде зигзага или ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка;

11) определение места нарушения по общему интервалу скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий при термометрии.

Признаки 5 и 11 являются общими с прототипом, признаки 1-4, 6-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважин возникают нарушения сплошности обсадной колонны, нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой нефти, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. В предложенном способе решается задача более точного нахождения таких нарушений. Задача решается следующим образом.

Нагнетательную, пьезометрическую или контрольную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. 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 сут. Это время необходимо для насыщения рабочим агентом продуктивного пласта и околоскважинной зоны в месте нарушения эксплуатационной колонны и выравнивания температурного поля в околоскважинной зоне. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут. Как показала практика исследований, время нахождения под закачкой должно быть в 2-3 раза больше времени простоя после остановки. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового распределения температуры Т₀ по стволу скважины и фонового значения естественной радиоактивности пород ГК. Закачивают воду в пласт через колонну насосно-компрессорных труб или межтрубное пространство. При закачке воды через колонну насосно-компрессорных труб объем закачиваемой воды составляет не менее суммы объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема эксплуатационной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта. При закачке через межтрубное пространство объем закачиваемой воды составляет от трети до половины объема эксплуатационной колонны. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T₁. Анализируют полученные данные. Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий. При отсутствии одного из условий проводят дополнительные исследования. Отсутствием одного из условий обнаружения интервала нарушения может быть неявное проявление нарушения. Причиной отсутствия температурных аномалий могут служить неправильно подобранные условия проведения исследований по выдержке, давлению, объему и температуре закачиваемой воды. В этом случае меняют режимы закачки воды. Повторно закачивают воду через колонну насосно-компрессорных труб или через межтрубное пространство скважины. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины Т₂.

В качестве температурных аномалий рассматривают температурный зигзаг или температурную ступень. Температурный зигзаг имеет вид, представленный на фиг.1. На кривой зависимости температуры от глубины скважины на фоне плавно изменяющейся кривой выделяют явное отклонение от общего вида кривой в виде зигзага. При этом основная конфигурация кривой до и после зигзага совпадают. Температурный зигзаг может быть направлен в сторону повышения или понижения температуры. Это зависит от температуры закачиваемой воды.

Температурная ступень имеет вид, представленный на фиг.2. Здесь на кривой зависимости температуры от глубины скважины на фоне плавно изменяющейся кривой выделяется явное отклонение от общего вида кривой в виде ступени. При этом основная конфигурация кривой до и после ступени совпадают. Ступень может быть как в сторону увеличения температуры, так и в сторону ее уменьшения. Это зависит от температуры закачиваемой воды. Если температура закачиваемой воды меньшей температуры окружающих пород, то ступень направляется в сторону увеличения температуры.

В способе определения мест нарушений эксплуатационной колонны скважины при выявлении в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий участка кривой распределения температуры по глубине скважины в виде ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка делают заключение о наличии места нарушения в колонне насосно-компрессорных труб.

Перед проведением термометрии создают условия для проявления температурных аномалий. Как было указано выше, время нахождения под закачкой должно быть в 2-3 раза больше времени простоя скважины после остановки. Давление закачки жидкости выбирают таким, которое обеспечивает поступление воды не только в продуктивный пласт, но и в нарушение сплошности эксплуатационной колонны. Как правило, продуктивный пласт имеет большую приемистость, чем нарушение. Поэтому при неоправданно низком давлении вода может не поступать в нарушение. Давление подбирают опытным путем. Давление подбирают не менее рабочего давления при закачке рабочего агента в пласт при разработке залежи. Температура закачиваемой воды соответствует температуре подведенной воды к устью скважины. Однако температуру закачиваемой воды лучше подбирать меньшей или большей температуры в околоскважинном пространстве. Чем больше эта разность температур, тем большей амплитудой аномалий проявляются нарушения сплошности в эксплуатационной колонне и тем в наибольшей степени проявляются нарушения сплошности в эксплуатационной колонне.

Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий.

Пример конкретного выполнения способа

Эксплуатируют нагнетательную скважину, снабженную колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в течение 7 сут. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового распределения температуры Т₀ по стволу скважины и фонового значения естественной радиоактивности пород ГК. Закачивают воду в колонну насосно-компрессорных труб объемом не менее суммы объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема обсадной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта, т.е. в объеме 6 м³. Давление закачки составляет 9 МПа. Температура закачиваемой воды составляет 10°C. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T₁.

Результаты термометрии и гамма-каротажа представлены на фиг.3.

На фиг.3 кривая 1 - гамма-каротаж скважины, кривая 2 - термометрия Т₀, кривая 3 - термометрия T₁, 4 - термометрия T₂.

Из фиг.3 следует, что среднее значение показателя гамма-каротажа составляет 1000 имп/мин. Основной разброс показателя гамма-каротажа по глубине скважины составляет от 500 до 2000 имп/мин. На глубине 1550 м отмечается скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа с 1000 до 24000 имп/мин. Кривая термометрии плавно изменяется до глубины 1525 м, а на глубине 1525-1575 м образуется температурная аномалия - температурный зигзаг. Достижение результата подтверждается дублированием термометрии на кривой 3 и кривой 4.

Наличие скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и термометрии на глубине 1525 м свидетельствует о нарушении сплошности эксплуатационной колонны.

Проводят работы по ликвидации нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины. Проверку сплошности после ремонта выполняют опрессовкой скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины.