СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ ПРОСТРАНСТВ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении исследований межколонных пространств в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, имеющих межколонные давления.

Известно, что межколонные давления имеют место во многих скважинах. Проявляются они либо выходом газа и нефти на устье скважины либо в виде межколонных перетоков. Движение флюида в межколонном пространстве(МКП) происходит по сообщающимся между собой порам, полостям, трещинам и зазорам, образовавшимся как при строительстве, так и во время эксплуатации скважины.

Получение достоверной информации о состоянии и емкостно-энергетических характеристиках напорных источников межколонных давлений, о фильтрационной способности цементного камня и межколонного пространства в целом, выбор оптимальной технологии работ по ограничению или ликвидации межколонных давлений требуют проведение исследований межколонных пространств скважин, имеющих межколонные давления.

Исследования межколонных пространств скважин осуществляют методами промысловой геофизики. Используют следующие методы: гамма-гамма-каротаж, акустический каротаж. (Геофизические методы исследования скважин.) Справочник геофизика. / Под ред. В.М.Запорожца. - М.: - Недра, 1983 с.591).

Применение гамма-гамма-каротажа (ГГК) для контроля качества цементирования скважин базируется на зависимости интенсивности рассеянного гамма-излучения от плотности вещества в интервале исследования.

Так как плотность цементного камня в большинстве случаев существенно выше плотности промывочной жидкости, в зоне зацементированной части скважины (при прочих равных условиях) интенсивность рассеянного гамма-излучения будет ниже интенсивности, наблюдаемой в зоне интервала, содержащего за обсадной колонной промывочную жидкость. По данным ГГК выявляют дефекты цементирования и определяют эксцентриситет обсадной колонны относительно оси скважины.

Однако этот способ не является надежным, так как заполненные жидкостью каналы в цементном камне выделяются лишь при условии, если площадь их сечения составляет не менее 8-10% площади сечения затрубного (межколонного) пространства скважины. Для надежного разделения зацементированных интервалов необходимо, чтобы плотность цементного камня существенно отличалась от плотности промывочной жидкости, а разница диаметров скважины и колонны была достаточно большой.

Акустический каротаж основан на изучении поля упругих колебаний, искусственно возбуждаемых в скважине. Для проведения измерений в скважинах используют акустические цементомеры, обеспечивающие непрерывную запись кривых (Ак - амплитуды волны, распространяющейся по колонне, Ап - амплитуды волны по породе, представляющей собой интеграл модуля огибающей нескольких периодов колебаний волны по колонне в заданном временном окне), выраженных в милливольтах, и времени t первого вступления волны в микросекундах.

При исследовании скважин, вскрывающих породы со средними и низкими скоростями распространения упругих колебаний менее 5000 м/с, максимальные показания кривой Ак и минимальные показания кривой Ап соответствуют интервалам полного отсутствия цемента за колонной или плохого качества цементирования. Интервалы хорошего качества цементирования характеризуются низкими значениями Ак и высокими значениями Ап и t.

Метод акустической цементометрии имеет недостатки. Высокие значения Ак могут быть связаны как с наличием вертикальных каналов (радиус раскрытия более 40°), так и с неплотным прилеганием камня к обсадной трубе по всему ее периметру. При скользящем контакте цементного камня с обсадной трубой волна распространяется преимущественно по колонне, а волны в последующих вступлениях не регистрируются. В этом случае дать заключение о состоянии цементного камня практически невозможно.

Для получения более полной информации, особенно о контакте цемент - порода применяют регистрацию волновых картин (ВК) и фазокорреляционных диаграмм (ФКД). Оценка качества крепления скважин производится по аналоговым кривым, волновым картинам и фазокорреляционным диаграммам.

Основным недостатком геофизических методов контроля качества цементирования является невозможность определения емкостной характеристики проводящего канала межколонного пространства.

Наиболее близким к предлагаемому способу (прототипом) является способ определения дебита постоянного притока и объема межколонного пространства скважины, свободного от цемента (Р.А.Тенн. Технология диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений на скважинах месторождений и ПХГ. / Обзорная информация. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: - ИРЦ, Газпром, 2000 г.)

Основные параметры, характеризующие МКП скважины (дебит постоянного притока газа - q_n.n. и пустотный - объем МКП-Vc) устанавливают на стадии выпуска межколонного флюида. Выпуск флюида проводится до полного прекращения его выхода или установления постоянного дебита. На основе результатов проведенных исследований определяют объем МКП, не занятый цементом:

где V_С, V_Г, V_Ж - объемы свободного от цемента пространства МКП, выпущенного газа и жидкости соответственно, м³;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;

q_П.П - дебит постоянного притока газа, м³/ч;

Р_МК - МКД на начало выпуска газа, МПа;

Т - общее время выпуска газа, ч.

Для проведения исследования используют обвязку, включающую рециркуляционный сепаратор, совмещенный с ДИКТ-2, газовые счетчики, манометры, устанавливаемые до и после ДИКТ-2.

При неизвестном дебите флюида на входе сепаратора устанавливают штуцер диаметром 2 мм, а на ДИКТ-2 - диафрагма 3 мм и подключают газовый счетчик с максимальным пределом измерения. В процессе выпуска газа по мере падения давления в МКП производят замену на счетчик с меньшим пределом измерения до получения величины дебита постоянного притока из МКП.

Недостатком указанного способа является невозможность получения интегральной емкостной характеристики проводящего канала межколонного пространства, а именно определение площади поперечного сечения канала по глубине, что не позволяет эффективно проводить работы по ликвидации межколонных давлений.

Технической задачей, решаемой изобретением, является получение интегральной емкостной характеристики проводящего канала межколонного пространства путем гравитационного замещения газообразного флюида индикаторной жидкостью, определения ее объема и соответствующего этому объему снижение давления.

Указанная задача решается способом, включающим проведение газодинамического исследования. В результате газодинамического исследования определяют общую емкость проводящего канала в межколонном пространстве и на основе химического состава рассчитывают плотность газообразного флюида при различных термобарических условиях. Для определения емкостной характеристики проводящего канала предварительно производят обвязку межколонного пространства установкой высокого давления. Емкость установки заполняют индикаторной жидкостью и, используя давление газа в межколонном пространстве, создают в емкости давление, соответствующее межколонному. После этого производят гравитационное замещение газообразного флюида проводящего канала межколонного пространства на индикаторную жидкость. В процессе замещения непрерывно производят измерение объема жидкости, поступившей в межколонное пространство, и соответствующее этому объему снижение межколонного давления. На основании этих измерений определяют емкостную характеристику проводящего канала межколонного пространства, учитывая, что сечение проводящего канала по глубине прямо пропорционально темпу падения уровня жидкости и обратно пропорционально темпу падения давления.

Предлагаемый способ осуществляют с помощью технологического оборудования.

На фиг.1 изображена технологическая схема, реализующая способ; на фиг.2 - характеристика канала в МКП 7/9 скважины №503.

Технологическая схема включает эксплуатационное оборудование устья скважины: фонтанную арматуру 1, колонную головку 2, задвижку 3 на межколонном выводе 4, манометрический вентиль 5 на межколонном выводе 6, а также установку, включающую емкость высокого давления 7, мерное стекло высокого давления 8, верхний 9 и нижний 10 манифольды, питательную емкость 11, вентили 12, 13, 14, 15, 16 высокого давления с полнопроходным сечением, вентиль 17, шланги 18,19, 20 высокого давления, шланг 21, технического манометра 22 и самопишущий манометр 23.

Способ осуществляли следующим образом.

Используя эксплуатационное оборудование устья скважины, первоначально проводят газодинамическое исследование. Производят замер объема газа, вышедшего их МКП, отбирают пробы газа и определяют химический состав вышедшего межколонного газообразного флюида.

На основе химического состава рассчитывают плотность газа при нормальных условиях путем умножения плотности каждого компонента на содержание его в газе и сложения полученных произведений. Например:

Плотность газа можно определить непосредственным измерением. Для непосредственного измерения существуют несколько способов и приборов, причем наиболее точным считается способ взвешивания. По этому способу определение плотности газа ведется следующим образом. Берут баллон или колбу, откачивают из нее воздух масляным или ртутным насосом и взвешивают на аналитических весах. Затем взвешивают ту же колбу поочередно с воздухом и газом. Вычитая из массы баллона с газом или воздухом массу пустого баллона, узнают массы чистого газа или воздуха. Делением массы на объем находят плотность. Делением плотности газа на плотность воздуха находят относительную плотность газа по воздуху.

Имеются более простые, но вместе с тем и менее точные способы определения плотности газа, основанные на методе истечения. В лабораторной практике пользуют прибор Шиллинга и прибор Бюро стандартов. На этих приборах определенный объем газа и воздуха пропускают через узкое отверстие в диафрагме и фиксируют время истечения этого объема. Плотность газа находят из соотношения:

где ρ - плотность газа;

T₁ - время истечения газа;

T₂ - время истечения такого же объема воздуха.

Затем вычисляют плотность газа, находящегося в межколонном пространстве, с учетом условий скважины по формуле:

где ρ_p,Т -плотность газа при данных давлении (р) и температуре (Т);

ρ_ро,То - плотность газа при 273К и давлении 766 мм рт. столба;

р - давление, при котором рассчитывается плотность газа;

Т - температура, при которой рассчитывается плотность газа;

z - коэффициент сжимаемости газа при данных р и Т;

р_о - нормальное давление (760 мм рт.ст.)

Т_о - 273К;

z_o - коэффициент сжимаемости газа при нормальных условиях при (р_о и Т_о).

По этой же формуле вычисляется плотность газа на месте установки газового счетчика.

На основе газодинамического исследования определяют общую емкость проводящего канала в межколонном пространстве.

где Vк_мкп -объем свободного от цемента пространства МКП (объем проводящего канала в межколонном пространстве), м³;

V_г - объем выпущенного газа, м³;

ρ₁ - плотность газа в месте установки газового счетчика, кг/м³;

q_П.П - дебит постоянного притока газа, м³/ч;

ρ₂ - средняя плотность газа в межколонном пространстве, кг/м³;

t - общее время выпуска газа, ч.

Затем емкость высокого давления 7 заполняют индикаторной жидкостью, которая поступает из питательной емкости 11 через шланг 21 и открытые вентили 14 и 17. При этом вентили 12, 13, 15 закрыты, а вентиль 16 открыт в атмосферу. После полного заполнения емкости 7, которое контролируется через мерное стекло 8, вентили 14 и 16 закрывают.

Создают давление в установке, используя при этом давление газа в МКП. Для этого открывают вентиль 15 (вентиль 5 открыт постоянно), контролируя давление через манометр 22.

После стабилизации давления в установке начинают заполнение индикаторной жидкостью проводящего канала в межколонном пространстве. Для этого открывают задвижку 3 на межколонном выводе и вентиль 12 на манифольде установки. При этом происходит гравитационное замещение газа в межколонном пространстве индикаторной жидкостью. Процесс гравитационного замещения контролируют по показаниям мерного стекла 8 и манометров 22, 23. В случае наличия канала индикаторная жидкость через шланг 19 гравитационно поступает в межколонное пространство, а газ из межколонного пространства через шланг 18 занимает верхнее положение емкости 7. По мере поступления индикаторной жидкости в МКП давление и уровень жидкости в емкости падают. Темп падения давления и уровня жидкости, контролируемые манометрами 22, 23 и мерным стеклом 8, зависят от емкостных свойств канала в межколонном пространстве. Увеличение сечения канала сопровождается уменьшением темпа падения давления и увеличением темпа падения уровня жидкости. Уменьшение сечения канала сопровождается увеличением темпа падения давления и уменьшением темпа падения уровня жидкости. На основе вышеуказанных данных вычисляется емкостная характеристика проводящего канала межколонного пространства, а именно определяется площадь поперечного сечения канала по глубине

где V - объем индикаторной жидкости;

Н - высота замещения газа индикаторной жидкостью.

Пример

Предлагаемый способ был опробован на скважинах месторождения "Белый Тигр". Способ осуществлялся на скважине №503, имеющей следующую конструкцию:

кондуктор 42 мм - 252 м;

первая техническая колонна 324 мм - 905 м;

вторая техническая колонна 244,5 - 3073 м;

потайная колонна 194 мм - 2966-3745 м;

эксплутационная колонна 194×140 мм - 4043 м.

Межколонное пространство скважины исследовали, используя предлагаемый способ. Первоначально провели газодинамическое исследование: замерили давление в МКП 7 5/8''×9 5/8'', температуру на устье скважины и температуру окружающей среды, стравили межколонное давление до 0 с замером объема газа и отбором проб газа.

В результате газодинамического исследования установили, что восстановленное значение давления в межколонном пространстве составляет 4,0 МПа;

флюид - углеводородный газ нефтяного типа с относительной плотностью при нормальных условиях 0,765 кг/м³;

объем канала в межколонном пространстве, заполненный газообразным флюидом составил около 0,1 м³.

Затем произвели обвязку межколонного пространства установкой, создали давление в емкости установки открытием вентиля в межколонном пространстве и провели замещение газообразного флюида в канале межколонного пространства 109,8 литрами индикаторной жидкости. В ходе процесса замещения газообразного флюида индикаторной жидкостью получили емкостную характеристику проводящего канала межколонного пространства (таблица и фиг.2), а именно:

- глубина канала в МКП, заполненная газообразным флюидом, составляет 200,91 м от устья скважины;

- площадь сечения канала по глубине меняется и составляет от 1,81 до 20,77 см².

Полученные характеристики канала межколонного пространства скважины позволили выбрать конкретный вид ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межколонного давления.

Таким образом, техническим результатом является простой и надежный способ получения интегральной емкостной характеристики проводящего канала межколонного пространства для выбора конкретного вида ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межколонного давления.

Способисследованиямежколонныхпространствскважин,включающийпроведениегазодинамическихисследований,отличающийсятем,чтопредварительнопроизводятобвязкумежколонногопространстваустановкойвысокогодавления,затемзаполняютемкостьустановкииндикаторнойжидкостью,послечего,используядавлениегазавмежколонномпространстве,создаютвемкостидавление,соответствующеемежколонному,ипроизводятгравитационноезамещениегазообразногофлюидапроводящегоканаламежколонногопространстванаиндикаторнуюжидкостьпринепрерывномизмеренииобъемажидкости,поступившейвмежколонноепространство,исоответствующееэтомуобъемуснижениемежколонногодавления,анаоснованииэтихизмеренийопределяютинтегральнуюемкостнуюхарактеристикупроводящегоканаламежколонногопространства,причемучитывают,чтосечениепроводящегоканалапоглубинепрямопропорциональнотемпупаденияуровняжидкостииобратнопропорциональнотемпупадениядавления.