способ исследования скважины

Формула изобретения

1. Способ исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после установки пакера останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, а после того как прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, при анализе данных учитывают показания глубинного термометра и расходомера и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.

Известен способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений, согласно которому в нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину опускают подземную компоновку, состоящую из колонны труб, оснащенной выше пластов и между пластами пакером. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одной скважинной камере со съемным элементом в виде регулятор-штуцера с обратным клапаном или без него для подачи рабочего агента или индикатор-трассера или химического раствора, либо в виде глухой пробки для отсекания пласта, либо в виде глубинного прибора со штуцером или без него для движения или отсекания потока и измерения физических параметров пласта. Во все скважинные камеры с помощью канатной техники устанавливают съемный элемент для отсекания пластов от полости колонны труб и опрессовывают подземную компоновку на герметичность путем создания на устье избыточного давления внутри колонны труб. При наличии герметичности компоновки для отсекания и исследования, по крайней мере, одного пласта оснащают на его глубине, по меньшей мере, одну скважинную камеру съемным элементом в виде глубинного прибора. При этом устанавливают на глубине других или другого пласта для закачки рабочего агента или добычи флюида, по меньшей мере, в одну скважинную камеру съемный элемент в виде регулятор-штуцера или глубинного прибора со штуцером, или же оставляют ее без съемного элемента. Запускают скважину под закачку или добычу при одном или разных устьевых и/или забойных давлениях и, соответственно, регистрируют с помощью съемного элемента в виде глубинного прибора, по крайней мере, забойное давление во времени Р_ЗАБ=f(t) для отсеченного пласта, а затем извлекают съемный элемент в виде глубинного прибора из соответствующей скважинной камеры. Интерпретируют показания глубинного прибора и определяют кривую падения давления или кривую восстановления давления и, соответственно, физические параметры, по меньшей мере, одного отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы, по крайней мере, одного из других открытых пластов. Сравнивают два значения между собой для отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы других или другого открытого пласта. По темпу изменения забойного давления по отсеченному пласту диагностируют отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающие вследствие негерметичности пакера или пакеров, или цементного моста в заколонном пространстве, или наличия межпластового перетока. После этого закачивают разово или периодически в пласты, где отсутствуют гидродинамическая связь, заданное проектное значение концентрации индикатор-трассера для регистрации его на выходе добывающих скважин и определения физических свойств пластов для точности проектирования режимов работы нагнетательной скважины. Подбирают характеристики съемного элемента в виде регулятор-штуцеров на основе результатов гидродинамических исследований для достижения проектных расходов или дебитов по пластам и устанавливают их в скважинные камеры для соответствующих пластов, после чего осуществляют оптимальную закачку рабочего агента по пластам или добычу флюида из пластов скважины (Патент РФ № 2371576, опубл. 27.10.2009).

Известен способ исследования негерметичности в скважинах с пакерами, включающий спуск в каждую нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину на колонне труб, без или с заглушенным концом, соответствующей подземной компоновки с одним или несколькими пакерами, по меньшей мере, между пластами, без или с разъединителем колонны труб, ниппелем, одной или несколькими скважинными камерами и/или устройствами для размещения эксцентрично в каждом из них съемного или стационарного клапана, регулятора, штуцера, кабельного или без кабельного измерительного прибора или преобразователя с передатчиком давления, без или с температурой, и проверку на герметичность колонны труб с подземной компоновкой. Устанавливают на устье или внутри каждой скважины один или несколько съемных или стационарных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками давления, в соответствующих скважинных камерах или устройствах, которые располагают на глубине выше и/или ниже каждого пакера, при этом во время или после монтажа подземной компоновки, а также при работе скважины, регистрируют информацию, по меньшей мере, давление - затрубное или забойное над и под каждым пакером перед, во время и после, раздельной или одновременной посадки пакеров, и/или при временной или постоянной закачке воды или добыче флюида, по крайней мере, по одному пласту, при разобщенных от полости колонны труб другого или других пластов, на основе которой получают динамику замеренных давлений на поверхности скважины либо из съемных измерительных приборов, после их извлечения из скважины с помощью канатной техники, либо из стационарных измерительных приборов через кабель, либо из автономного или неавтономного приемника, принимающего информацию от стационарных передатчиков преобразователей, затем сравнивают их значения между собой и определяют по темпу изменения давления выше и ниже пакеров отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающей вследствие негерметичности пакера или пакеров, или труб, или цементного моста в заколонном пространстве, или же наличие межпластового перетока (Заявка на изобретение РФ № 2008132635, опубл. 20.02.2010 - прототип).

Известные способы не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами.

Задача решается способом исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

После установки пакера останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, а после того как прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, при анализе данных учитывают показания глубинного термометра и расходомера и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Предложенный способ позволяет определить источник притока жидкости в межтрубное пространство при прокачке жидкости в колонну насосно-компрессорных труб: если приток жидкости расходомером фиксируется с глубины установки пакера, то делается вывод о негерметичности пакера; если приток жидкости из интервалов перфорации, а при этом в искусственном зумпфе (расстоянии от пакера до подошвы верхнего интервала перфорации, которое должно составлять не менее 3 м) расход не фиксируется (приток отсутствует), это свидетельствует о наличии заколонного перетока.

Сущность изобретения

При эксплуатации скважин возникают нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой продукции для добывающих скважин или к непроизводительной закачке для нагнетательных, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. Существующие способы обнаружения заколонных перетоков не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков снизу вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Задача решается следующим образом.

Оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами ниже 3 м от подошвы верхнего интервала перфорации, останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.

Установка пакера между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации обеспечивает оптимальные условия для исследования. Установка выше 3 м предопределяет циркуляцию жидкости непосредственно около пакера и изменение показателей герметичности посадки пакера.

Перемещение прибора для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера позволяет провести исследование с максимальной точностью. Перемещение на расстояние менее 50 м и перемещение не от глубины посадки пакера приводит к недостоверным результатам измерений вследствие малой разницы показаний.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично.

Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта).

Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: при интерпретации кривых выявлен приток жидкости из интервала 1608,8-1612,6 м интенсивностью 1,25 м³/час, термоиндикатор в интервале 1617,2-1612,6 м (между пакером и подошвой пласта) движение жидкости не зафиксировал, что свидетельствует и герметичности пакерной системы, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного расходомера.

По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.

Пример 2. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.

Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично. Проводят технологическую выдержку для выравнивания температурного поля в скважине в течение 8 часов.

Выполняют запись гамма-каротажа (ГК), локатора муфт (ЛМ), проводят термометрию по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры до забоя скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта). После остановки закачки производят повторную запись термограммы. Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: разница температур на забое на 0,3 градуса обусловлена межпластовым заколонным перетоком, пакер герметичен, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного термометра и показаний расходомера.

По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.

Применение способа исследования скважины по прототипу не позволило определить наличие заколонного перетока.

Применение предложенного способа позволит с наибольшей степенью точности определять межпластовые перетоки снизу вверх в скважинах с двумя перфорированными пластами.