СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ
WELL SURVEYING METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины.
Известен способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны НКТ размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне НКТ в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж (ГК) скважины по колонне НКТ с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну НКТ или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны НКТ, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше продуктивного пласта для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия температурных аномалий, для уточнения интервалов температурных аномалий. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород (Патент РФ №2384698, опубл. 20.03.2010).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования технического состояния скважины, включающий соединение измерительного устройства с геофизическим кабелем, спуск измерительного устройства в скважину, передачу данных измерений по геофизическому кабелю в наземное оборудование, вывод данных в виде термограммы, полученной путем измерения величины теплового потока внутренней поверхности стенки скважины в непрерывном неконтактном режиме с помощью устройства для исследования теплового потока, выявление отклонения термограммы от стандартного геотерма и определение расположения заколонного перетока. Одновременно с измерением величины теплового потока получают видеоизображение внутренней поверхности скважины, передают это изображение по геофизическому кабелю в наземное оборудование, производят наложение термограммы на видеоизображение, сопоставляют термограмму с видеоизображением и при отклонении термограммы от стандартного геотерма анализируют видеоизображение внутренней поверхности скважины для выявления факторов, которые могут повлиять на показания радиометра, затем по результатам суммарного обобщения дают заключение о наличии заколонного перетока (Патент РФ №2389873, опубл. 20.05.2010 - прототип).
Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.
В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.
Задача решается способом исследования скважины, согласно которому в скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов, при изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами, менее 0,4 град делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции, при изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции.
Сущность изобретения
Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.
В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. Задача решается с помощью компоновки, представленной на фиг.1, где приняты следующие обозначения: 1 - скважина, 2 - нижний продуктивный пласт, 3 - верхний водонасыщенный пласт, 4 - воронка, 5 - пакер, 6 - колонна труб малой теплопроводности, 7 - автономные скважинные приборы, 8 - устройство эжекторное для геофизических исследований скважин, 9 - колонна насосно-компрессорных труб.
В качестве труб малой теплопроводности 6 могут быть использованы трубы из стеклопластика, трубы типа термокейс и т.п.
Исследования скважины проводят следующим образом.
В скважину спускают компоновку, изображенную на фиг.1, устанавливают пакер 5, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, например, в течение 24 часов, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб 9, через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 и межтрубное пространство, т.е. пространство между колонной насосно-компрессорных труб 9 и скважиной 1. Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 в основе содержит эжекторный насос, создающий депрессию под устройством 8 в колонне труб малой теплопроводности 6 и далее в пространстве под пакером 5. За счет этого происходит снижение забойного давления в скважине 1 под пакером 5, возникает приток из нижнего продуктивного пласта 2. Скважину эксплуатируют до достижения стационарного дебита. Автономные глубинные приборы 7 регистрируют температуру и давление. Срывают пакер 5, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных скважинных приборов 7. При изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами 7, менее 0,4 град делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2. При изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2.
Наличие труб малой теплопроводности позволяет избежать влияния температуры пластовой жидкости и выполнить исследования с высокой степенью достоверности.
Пример конкретного выполнения
Выполняют исследования наличия заколонной циркуляции в нефтедобывающей скважине, вскрывшей продуктивный пласт на глубинах 1337,4-1350,0 м. Выше на глубинах 1328-1325 м расположен водонасыщенный пласт. Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Компоновка спускаемого оборудования (снизу-вверх) содержит компоненты на глубинах:
Воронка
1335 м
Пакер ПРО-ЯГ-142
1334,5 м
Теплоизолированные трубы марки «Термокейс»
1334,5-1280 м
Устройство эжекторное для геофизических исследований скважин
1280 м
Колонна насосно-компрессорных труб 2.5"
до устья
Манометр-термометр №19
1330 м
Манометр-термометр №2
1328 м
Манометр-термометр №3
1319 м
Устанавливают пакер 5. Проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима в течение 24 часов. Под давлением на устье 10 МПа прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб 9 через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин 8 и межтрубное пространство. Скважину эксплуатируют до достижения стационарного дебита. Автономные глубинные приборы 7 регистрируют температуру и давление. Срывают пакер 5, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных скважинных приборов 7. Показания температуры, зафиксированные автономными скважинными приборами 7, составляют 0,5 град. Делают вывод о наличии заколонной циркуляции из верхнего водонасыщенного продуктивного пласта 3 в нижний продуктивный пласт 2.
Применение предложенного способа позволяет решить задачу определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.