Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам проведения геофизических исследований скважин, и предназначено для определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения места образования перетоков газа и газо-жидкостных смесей в заколонном пространстве скважины из продуктивного пласта. Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины включает измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы до заливки цемента, измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы после заливки цемента, при этом дополнительно осуществляют измерение температуры и построение термограммы после твердения цемента через 50-72 часа, после чего осуществляют выявление температурных аномалий в интервале глубин от продуктивного пласта до устья скважины путем анализа полученных термограмм. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам проведения геофизических исследований скважин и предназначено для определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях.

Известен способ определения интервала перетока газа в заколонном пространстве скважин (патент РФ №94032189, МПК Е21В 47/04), который основан на проведении нейтронно-гамма-каротажа по всему стволу скважины, регистрации диаграмм интенсивностей вторичного гамма-излучения и их сопоставлении. Регистрацию диаграмм интенсивностей вторичного гамма-излучения проводят при максимальном и полностью стравленном давлениях, а интервал перетока газа определяют по превышению интенсивностей вторичного гамма-излучения, зарегистрированных при максимальном заколонном давлении, над интенсивностями вторичного гамма-излучения, зарегистрированными при полностью стравленном заколонном давлении, на величину большую, чем погрешность их регистрации.

Недостатком данного способа является невозможность определения перетоков газа в заколонном пространстве на ранней стадии, т.е. до введения скважины в эксплуатацию.

Известен способ диагностики герметичности заколонного пространства (патент РФ №2337239, МПК Е21В 47/10, G01V 5/04), включающий проведение фонового гамма-каротажа, закачку за обсадную колонну тампонажного раствора с газообразным химически инертным долгоживущим радиоизотопом-криптоном, проведение гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени, определение момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, при этом после проведения гамма-каротажа перфорируют обсадную колонну и осваивают скважину, затем в интервал перфорации закачивают и продавливают в пласт короткоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп и вновь повторяют гамма-каротаж в интервале перфорации.

Недостатками данного способа являются: низкая достоверность определения высоты подъема тампонажных составов, т.к. меченые вещества обычно поднимаются выше уровня подъема цемента, большие затраты времени и трудоемкость, а также биологическая вредность и экологическая опасность в виду использования «грязных» технологий приготовления и закачивания обогащенных жидкостей.

Известен способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах (патент РФ №2373392, МПК Е21В 47/10), основанный на измерениях естественных акустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины, причем измерения акустических сигналов проводят тремя ортогонально расположенными датчиками, ось чувствительности первого из которых совпадает с осью скважины, а оси чувствительности второго и третьего датчиков направлены перпендикулярно к ней, затем определяют величину отношения амплитуд сигналов первого датчика к корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков, и при наличии заколонного перетока экспериментально установленная величина отношения должна составлять от 0,8 до 2.

Недостатками данного способа является: невозможность определения перетоков газа в заколонном пространстве скважин на ранней стадии т.е. до введения их в эксплуатацию: низкая точность определения интервалов перетоков ввиду «размытости» регистрируемых акустических сигналов по глубине, из-за различных условий эксплуатации нефтегазовых скважин.

Прототипом изобретения является способ определения качества цементирования обсадной колонны [АС 912920, опубл 15.03.82, бюл. №10], заключающийся в измерении температуры по стволу скважины и построении термограммы до заливки цемента, измерении температуры по стволу скважины и построении термограммы после заливки цемента, после чего поинтервально определяют отношение площади ограниченной указанными термограммами к объему заколонного пространства, и по величине этого отношения судят о качестве цементирования.

Недостатком данного способа является то, что данный способ не позволяет определить качество цементирования с достаточной точностью, в виду невозможности определения перетоков флюидов в заколонном пространстве скважины в системе «колонна-цемент-порода» и по трещинам в цементном камне, обычно образующихся при его твердении.

Задачей изобретения является усовершенствование способа исследования газовой и газоконденсатной скважины, позволяющее определить качество цементирования обсадной колонны на ранней стадии, т.е. до перфорации обсадной колонны и введения скважины в эксплуатацию.

Техническим результатом изобретения является повышение точности определения места образования перетоков газа и газо-жидкостных смесей в заколонном пространстве скважины из продуктивного пласта.

Технический результат достигается тем, что способ исследования газовой и газоконденсатной скважины, включает измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы до заливки цемента, измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы после заливки цемента, при этом дополнительно осуществляют измерение температуры и построение термограммы после твердения цемента через 50-72 часа, после чего осуществляют выявление температурных аномалий в интервале глубин от продуктивного пласта до устья скважины путем анализа полученных термограмм.

При схватывании цемента выделяется тепло, исходя из чего, температура цемента становится выше геотермы, т.е. естественной температуры залегающих пластов, данное изменение температуры будет регистрировать термограмма после заливки цемента. Осуществление дополнительного третьего измерения температуры и построение термограммы после твердения цементного камня, т.е через 50-72 часа, позволит повысить точность определения места образования перетоков газа и газо-жидкостных смесей в заколонном пространстве скважины. Это обусловлено тем, что по истечении времени 50-72 часа, необходимого для твердения цементного камня, происходит образование перетоков газа по трещинам и каналам в цементном камне, а также по зазорам на границах «колонна-цемент-порода» (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Бизнесцентр», 2002: - 632 с.: ил.). В местах перетоков газа за счет эффекта Джоуля - Томпсона будет наблюдаться аномальное снижение температуры ниже геотермы, которые сможет выявить третье измерение температуры и построение термограммы, осуществляемые после твердения цементного камня, т.е через 50-72 часа.

Дальнейший анализ полученных термограмм позволяет выявить эти температурные аномалии и с высокой точностью определить место образования перетоков газа и газо-жидкостной смеси в цементном камне заколонного пространства скважины из продуктивного пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

Осуществляют измерение температуры по стволу скважины в открытом стволе до заливки цемента и производят построение термограммы (t₁) через 10-15 часов после окончания бурения скважины (подъема инструмента из ствола), если цемент быстросхватывающийся, и 20-25 часов, если нормально схватывающийся. Осуществляют заливку цемента. После чего осуществляют измерение температуры по стволу скважины в обсаженном стволе после схватывания цемента через 10-15 часов, если цемент быстросхватывающийся, и 20-25 часов, если нормально схватывающийся, на основании полученных данных осуществляют построение термограммы (t₂). Ввиду выделения тепла при схватывании цемента, данная термограмма (t₂) будет показывать повышенную температуру по сравнению с термограммой t₁.

По истечении 50-72 часов осуществляют измерение температуры и построение термограммы (t₃), по истечении указанного времени происходит твердение цементного камня и образование перетоков газа по трещинам и каналам в цементном камне, а также по зазорам на границах «колонна-цемент-порода» (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Бизнесцентр», 2002: - 632 с.: ил.).

На основании полученных данных осуществляют построение термограммы (t₃), на которой видно, что в местах образования перетоков газа за счет эффекта Джоуля - Томпсона происходит аномальное снижение температуры ниже геотермы.

Затем осуществляют выявление отрицательных температурных аномалий в интервале глубин от продуктивного пласта до устья скважины путем анализа полученных термограмм.

На фиг. 1, 2 представлен способ исследования газовой и газоконденсатной скважины.

1 - обсадная колонна; 2 - стенка скважины; 3 - уровень подъема цемента; 4 - перетоки газа; 5 - термограмма t₁ в открытом стволе до заливки цемента (геотерма); 6 - термограмма t₃ после твердения цемента, т.е. через 50-72 часа; 7 - термограмма t₂ после спуска обсадной колонны и заливки цемента.

Таким образом, совокупность заявляемых признаков позволяет определить качество цементирования обсадной колонны на ранней стадии, т.е. до ее перфорации и введения скважины в эксплуатацию, за счет повышения точности определения места образования перетоков газа и газожидкостныхсмесей в заколонном пространстве скважины из продуктивного пласта.

Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины, включающий измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы до заливки цемента, измерение температуры по стволу скважины и построение термограммы после схватывания цемента, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют измерение температуры и построение термограммы после твердения цементного камня через 50-72 часа, после чего осуществляют выявление температурных аномалий в интервале глубин от продуктивного пласта до устья скважины путем анализа полученных термограмм.