Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к контролю за техническим состоянием эксплуатационных скважин. Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны включает измерение естественного гамма-излучения горных пород по стволу скважины - гамма-каротажа и регистрацию изменения магнитной проводимости металла обсадной колонны, бурильных или насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их герметичности локатором муфт. Привязывают по глубине показания всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу. Сопоставляют кривые на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт. Фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений. Выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений. А по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны. Техническим результатом является повышение надежности и точности определения нарушения эксплуатационной колонны, снижение материальных затрат и времени на поиск, определение типа нарушения и ликвидацию его последствий. 1 ил.

 

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к контролю за техническим состоянием эксплуатационных скважин, который осуществляется комплексом геофизических методов непосредственно после окончания их бурения и цементирования обсадной колонны, а также на протяжении всего времени эксплуатации скважины.

Известны геофизические методы, такие как термометрия, расходометрия, электромагнитная дефектоскопия, акустическая телеметрия и др. (А.с. №1810516, МКИ Е21В 47/00, 1990 г.; а.с. №1680965, МКИ Е21В 47/00, 1988 г.; пат. США №4926880, МКИ G01М 3/18, 1988 г.), позволяющие оценить герметичность интервалов колонны в скважине. Однако в определенных ситуациях они не эффективны, т.к. возможны искажения результатов. Использование расходометрии имеет ограничение по техническим параметрам, то есть расход жидкости должен быть не ниже порога чувствительности прибора (>4 м³). Для термометрии характерна низкая точность определения негерметичности эксплуатационной колонны, связанная с наличием в закачиваемой воде эмульсии нефти, сгустков парафина, приводящих к снижению чувствительности прибора.

В случаях коррозионного и механического износа обсадных труб, проявляющегося на фотографиях в виде участков потемнений, качество материалов видеокаротажа снижается, что осложняет выявление нарушений колонны методом акустической телеметрии.

Известны промысловые методы опрессовки колонны, но они требуют больших затрат, кроме того, отсутствует контроль за герметичностью цементного моста, залитого цементом интервала перфорации и установленного пакера.

Наиболее близким является способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающий измерение и регистрацию показаний исследований гамма-каротажа и локатора муфт, привязку полученных диаграмм к разрезу, анализ соответствия текущих и исходных диаграмм и определение нарушений герметичности эксплуатационных колонн (Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. Учебное пособие. Саратов. 2005. 30 с).

Преимуществом известного способа является то, что гамма-каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом. Комплекс гамма-каротажа комплексируется с другими измерительными приборами без ограничений.

Недостатком известного способа является неточность в определении типа нарушения на участках эксплуатационной колонны, находящихся между муфтовыми соединениями.

Технической задачей изобретения является повышение надежности и точности способа определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны с использованием стандартного комплекса геофизических исследований скважин и локатора муфт, позволяющих значительно снизить материальные затраты и время на поиск, определение типа нарушения и ликвидацию его последствий.

Техническая задача решается способом определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающим измерение и регистрацию показаний исследований гамма-каротажа и локатора муфт, привязку полученных диаграмм к разрезу, анализ соответствия текущих и исходных диаграмм и определение нарушений герметичности эксплуатационных колонн.

Новым является то, что фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений, выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений, а по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и научно-технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом. Это позволяет сделать вывод о соответствии решения критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

На чертеже приведены диаграммы гамма-каротажа и локатора муфт, представляющие собой графики изменения измеряемых параметров с глубиной.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Проводят предварительные исследования эксплуатационной колонны. В скважине периодически проводят замер температуры термометром вдоль всего ствола при подъеме от забоя до устья с интервалом от 0,5 до 5,0 ч. Анализируют полученные показания. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки. После остановки скважины и прекращения закачки проводят второе измерение.

Сопоставляют полученные термограммы. Нарушение герметичности эксплуатационной колонны определяют по форме аномалии температуры при первом и втором измерениях. На точность результатов замера температуры оказывает число нарушений колонны. Из имеющихся нарушений с помощью термометрии наиболее точно можно определить самое большое.

Герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины определяют в поинтервальном обследовании эксплуатационной колонны в процессе закачки воды в скважину. Интервалы глубин, в которых происходит снижение показаний расходомера, свидетельствуют о наличие мест поглощения закачиваемой жидкости, то есть мест негерметичности эксплуатационной колонны.

Неполадки и осложнения в оборудовании подъема нефти чаще всего связаны с различными конструкционными и технологическими элементами скважины (интервалом перфорации, соединением обсадных или насосных труб, газлифтным клапаном, насосом, пакером и т.д). Возникает необходимость точного определения их местоположения в скважине относительно геологического разреза, с тем чтобы использовать в качестве реперов для привязки по глубине диаграмм различных методов исследований.

Для точного определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны вышеназванные методы применяют в комплексе с гамма-каротажом и методом электромагнитной локации муфт.

Гамма-каротаж основан на измерении естественной гамма-активности горных пород. Гамма-излучение представляет собой высокочастотное электромагнитное излучение, возникающее в результате ядерных процессов, и рассматривается как поток дискретных частиц (гамма-квантов). Работы проводят с помощью скважинных радиометров разных марок. Электрические сигналы, пропорциональные интенсивности гамма-излучения, передаются с них по кабелю в обычную каротажную станцию, где и осуществляется их автоматическая регистрация. В результате гамма-каротажа записывают непрерывную кривую интенсивности гамма-излучения. Величину интенсивности гамма-излучения измеряют в импульсах за минуту или в микрорентгенах в час (мкР/ч.). Кривые гамма-каротажа отражают, в первую очередь, степень глинистости горных пород и наличие в разрезе низкоактивных пород гидрохимического происхождения. Как правило, повышенными интенсивностями на кривых гамма-излучения отмечаются наиболее глинистые разности осадочных горных пород.

Кривую гамма-каротажа, характеризующую интенсивность гамма-излучения пластов вдоль ствола скважины 1, используют для привязки по глубине показаний всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу. Конфигурация получаемой кривой, отражающей изменение величины гамма-излучения, зависит от целого ряда факторов, связанных с особенностями исследуемого разреза, конструкции скважины и методики производства измерений.

Состояние целостности эксплуатационной колонны влияет на показания гамма-каротажа, которые проявляются в ослаблении гамма-излучения горных пород вследствие поглощения гамма-лучей эксплуатационной колонной, скважинной жидкостью и цементом. Интенсивность естественного гамма-излучения значительно меньше в обсаженной части скважины по сравнению с необсаженной. В месте нарушения герметичности эксплуатационной колонны прослеживаются аномалии значений кривых гамма-метода.

В действующих эксплуатационных скважинах в качестве приставок к приборам различных методов каротажа, в частности к приборам гамма - каротажа, используются магнитные локаторы муфт.

При нарушении герметичности эксплуатационной колонны изменяется их магнитная проводимость. При перемещении локатора муфт вдоль эксплуатационной колонны в местах нарушения герметичности труб (муфты, перфорационные отверстия, разрывы, трещины, срезы) происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование в измерительных катушках электродвижущей силы. Вид кривой диаграммы локатора муфт 2 зависит от характера сплошности эксплуатационной колонны, диаметра обсадных труб, их магнитной характеристики, скорости перемещения локатора муфт и его конструкции.

В магнитном локаторе муфт используют электромагнитный способ индикации нарушения однородности и сплошности металлического тела. Магнитный локатор представляет собой помещенную в герметичный кожух из немагнитного металла многослойную катушку-датчик с железным сердечником и два постоянных магнита. Магниты размещены с обоих концов катушки и одноименными полюсами соприкасаются с торцами ее сердечника. Они создают в катушке и вокруг нее постоянное намагничивающее поле.

При нахождении катушки внутри колонны стальных труб магнитное поле остается неизменным, если в окружающей среде нет существенных изменений магнитных свойств. Когда магнитное поле среды изменяется (в муфтовых соединениях 3 замках, утолщениях, разрывах труб 4, магнитное поле катушки также изменяется (ослабевает или усиливается), в результате чего в ней возникает сигнал, который регистрируется наземной аппаратурой. Поперечные перемещения локатора в трубе (удаление от стенки трубы или приближение к ней) не отражаются на показаниях, так как при использованной в приборе дифференциальной магнитной системе на полюсах ее в этом случае возникают равные, но противоположные по знаку сигналы.

Совпадение интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт указывают на срез или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

Практически ни одним из геофизических методов в отдельности нельзя однозначно установить негерметичность и место среза эксплуатационной колонн. Их определение должно проводиться на основании комплексных геофизических исследований и последующего совместного анализа диаграмм с учетом геологической документации разрезов скважин.

Пример конкретного выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим при совмещении диаграмм термометрии (Т1, Т2, Т3), гамма-каротажа (ПС) и локатора муфт (ЛМ), для чего фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений.

Затем выявляют совпадение интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которому определяют нарушение герметичности муфтовых соединений.

В нагнетательной скважине №8973 Абдрахмановской площади после проведения предварительных геофизических исследований по определению негерметичностии и места среза эксплуатационной колонны методами термометрии, гамма-каротажа и локатора муфт, нарушений целостности эксплуатационной колонны не обнаружено. Муфтовые соединения 5 герметичны.

При повторном проведении исследований термометрией, гамма-каротажом и локатором муфт в эксплуатационной колонне отмечают изменение термоградиента на глубине 1535-1536 м и на глубине 1563-1568 м в интервале залегания кыновских глин как на контрольном замере, так и на замерах после прокачки. На диаграмме гамма-каротажа аномальные значения кривых достигают значений 85 мкР/ч. Глубина 1535-1536 м соответствует расположению муфтового соединения 6, зафиксированного на диаграмме локатора муфт. На глубине 1563-1568 м муфтовые соединения отсутствуют.

По совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.

Установленные факты в первом случае указывают на нарушение герметичности муфтового соединения, во втором - на нарушение герметичности самой эксплуатационной колонны, причем более серьезное, учитывая большой интервал аномальных значений гамма-каротажа по разрезу, достигающий 5 метров.

Проводят в третий и четвертый раз геофизические исследования вышеуказанных интервалов. Аномальные значения кривых на гамма-каротаже повторяются и достигают в интервале 1535-1536 м 47-50 мкР/ч., а в интервале 1564-1568 м - 25-38 мкР/ч. Интервал 3 аномальных значений кривых гамма-каротажа в первом случае составляет один метр, во втором случае - 4,5 м.

Факт нарушения герметичности муфтового соединения на глубине 1535-1536 м подтверждается аномальными значениями кривых гамма-каротажа и локатора муфт 7. На глубине 1563,0-1568,0 м, в кровле кыновских глин установлено нарушение герметичности эксплуатационной колонны в виде среза эксплуатационной колонны со смещением. Данный факт подтвердился в результате непрохождения геофизических приборов в скважине 8 ниже глубины 1563,5 м.

Использование изобретения позволяет оперативно, с минимальными материальными затратами выявлять негерметичность и место среза эксплуатационной колонны со смещением и своевременно принять меры по ее устранению. Эффективность работы по оценке герметичности эксплуатационной колонны повышается кратно за счет упрощения технологии проведения исследований, в данном случае используется стандартный комплекс геофизических исследований скважин.

Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающий измерение естественного гамма-излучения горных пород по стволу скважины - гамма-каротажа, регистрацию изменения магнитной проводимости металла обсадной колонны, бурильных или насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их герметичности локатором муфт, привязку по глубине показаний всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу, комплексирование геофизических методов исследования эксплуатационной колонны, сопоставление кривых на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, определение участков нарушения герметичности и места среза эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений, выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений, а по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.