Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн (ЭК) в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа. Технический результат заключается в расширении аналитические возможности нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений ЭК на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах. Способ предусматривает регистрацию текущих интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, и текущую интенсивносить потоков тепловых нейтронов на малом зонде - . Нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде (Jннк.нт.мз.в., Jннк.нт.бз.в., Jннк.т.мз.в.) и в процессе построения диаграмм изменения указанных нормированных показаний по глубине газовой скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений ЭК, где наблюдаются отрицательные аномальные значения - , а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению показаний относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений ЭК. При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений. По зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за эксплуатационной колонной с использованием многозондового нейтронного каротажа.

Утечка газа в межколонное (заколонное) пространство через муфтовые соединения с нарушенной герметичностью, при некачественном цементировании колонн, приводит к появлению межколонных давлений (МКД), которые потенциально опасны с точки зрения промышленной и экологической безопасности. Утечки газа в водонасыщенные коллектора, расположенные выше разрабатываемых газовых залежей, приводят к его потерям и неконтролируемому выходу газа на дневную поверхность, приводящим к техногенным авариям и экологическим бедствиям.

Своевременная диагностика нарушений целостности эксплуатационных колонн позволяет выявить и эффективно провести технические мероприятия по их устранению.

Известен способ контроля за состоянием металлической крепи колонн и обнаружения муфтовых соединений в многоколонных конструкциях скважин методом магнитоимпульсной дефектоскопии. (Пат. РФ №2333461. Скважинный магнитоимпульсный дефектоскоп-толщиномер. Приор. 20.11.2006, А.П. Потапов, В.Н. Даниленко, А.Н. Наянзин и др.).

Основным недостатком способа, реализуемого в процессе измерений с магнитоимпульсным дефектоскопом-толщиномером, является не возможность оценить состояние герметичности муфтовых соединений в эксплуатационной колонне.

Известен способ контроля за межпластовыми перетоками газа за эксплуатационной колонной и утечками газа через нарушения в эксплуатационной колоне методом термометрии. (Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. -М.: Недра, 1972.).

Основным недостатком известного способа является низкая разрешающая способность по глубине при определении мест утечек газа из муфтовых соединений, по этой причине для их выделения необходимо проводить временные замеры на нескольких режимах депрессий на эксплуатационную колонну для детализации места утечки газа. В случае имеющихся нескольких нарушений, рядом расположенных в эксплуатационной колоне, и наличия заколонных перетоков газа, задача определения мест утечек газа через эксплуатационную колонну практически не решается.

Известен способ применения многозондового нейтронного каротажа для оценки характера насыщения и коэффициента газонасыщенности коллекторов в обсаженных газовых скважинах (Методические рекомендации по применению многозондового нейтронного каротажа для оценки характера насыщения и коэффициента газонасыщенности коллекторов в обсаженных газовых скважинах. - Москва-Тверь: Издательство Полипресс, 2016.)

Известная методика реализуется с применением многозондовых приборов, включающих двух зондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (2ННКт) и трех зондовый спектрометрический нейтронный гамма каротаж (3СНГК). В качестве аналитических параметров для определения газонасыщенности используют функцию пористости и функции насыщения или функции дефицита плотности и водородосодержания, представляющие собой функционалы, включающие в себя показания зондов метода 2ННКт, а также спектральные интенсивности гамма излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ГИРЗ) зондов метода СНГК. Применение двух модификаций нейтронных зондов различной длины позволяет обеспечить разноглубинное зондирование прискважинной зоны с вычислением геологических параметров газонасыщенности на разном удалении от стенки эксплуатационной колонны.

Известный способ включает измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов Jмз и Jбз на малом и большом зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННКт) и интегрального потока ГИРЗ на малом зонде метода СНГК Jмз снгк, затем последующее определение функции пористости F(Kп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах: F(Kп)=Jмз/Jбз метода 2ННКт и функции насыщения Fdd, как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах: Fdd ннк=1/Jм3*Jб3 или как отношение квадрата величины интегрального потока ГИРЗ к произведению измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах: Fdd снгк=Jмз снгк2/Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd F(Kп) для обоих функций насыщения в декартовой системе координат (X,Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Kп), а ось ординат Y - функция Fdd ннк или Fdd снгк. Далее по точкам кросс-плота, соответствующим водонасыщенным пластам, определяют аппроксимирующую зависимость для водонасыщенных пластов (Fdd вп), а точкам, соответствующим газонасыщенным пластам, определяют аппроксимирующую зависимость для газонасыщенных пластов (Fdd гп) с последующим вычислением газонасыщенности ближней части заколонного пространства с использованием этих зависимостей.

Недостаток известной методики заключается в том, что на вычисляемые значения газонасыщенности существенное влияние оказывает разная толщина металлической крепи, особенно в муфтовых соединениях, которые характеризуются значительными отклонениями (выбросами) на каротажных кривых и вычисленных значений газонасыщенности, повторяющихся через 10-12 м, что соответствует строительной длине труб эксплуатационной колонны. Возникновение выбросов на кривых вычисленной газонасыщенности объясняется ядерно-физическими особенностями применяемых нейтронных методов ННКт и СНГК. В муфтовых соединениях увеличено содержание железа, обладающего высокими поглощающими свойствами по тепловым нейтронам, что и приводит к занижению показаний методов, а в применяемых функционалах - к завышению показаний функций насыщения и вычисленных значений газонасыщенности.

Известна комплексная спектрометрическая аппаратура нейтронного каротажа, содержащая в корпусе скважинного прибора: общий источник нейтронов, два детектора гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), и два детектора надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа (ННКнт) (пат. РФ №2672783, G01V 5/10, приоритет 28.12.2017 г., опубл. 19.11.2018 г.).

Применение трех модификаций нейтронных зондов различной длины в конструкции известной комплексной аппаратуре нейтронного каротажа позволяет обеспечить разноглубинное зондирование прискважинной зоны с вычислением геологических параметров газонасыщенности на разном удалении от стенки эксплуатационной колонны, в том числе, для решения задач по контролю муфтовых соединений эксплуатационных колонн на герметичность и выявлению скоплений газа за колонной действующих газовых скважинах, при условии создания соответствующей методики, позволяющей раскрыть аналитические возможности нейтронных методов для решения указанных задач.

Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений эксплуатационных колонн на герметичность и выявления скоплений газа за колонной действующих газовых скважинах.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами, в качестве которых используют однозондовый нейтрон-нейтронного каротаж по тепловым нейтронам - ННКт и двухзондовый нейтрон-нейтронного каротаж по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, в процессе которого регистрируют текущие интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах 2ННКнт, и текущую интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом зонде - ННКт, нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде, следующим образом:

где:

- нормированное показание интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

- нормированное показание интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

- нормированное показание интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт, усл. ед.,

- текущая интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

текущая интенсивность потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед,

текущая интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт, усл. ед.,

далее, в процессе построения диаграмм изменения нормированных показаний интенсивности потоков нейтронов методов 2ННКнт и ННКт по глубине скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений, повторяющиеся через каждые 10-12 м, соответствующих строительной длине труб эксплуатационной колонны, где наблюдаются отрицательные аномальные значения нормированных показаний интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт- , а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода ННКнт - . относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений, при этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений, кроме того, по зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - . судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной.

Исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне -ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм, в котором установлены малый зонд метода 2ННКнт не более 10-15 см, большой зонд метода 2ННКнт не более 15-20 см и малый зонд метода ННКт с размером зонда не более 15-20 см, расположенные с одной стороны от общего источника нейтронов по ходу движения скважинного прибора при регистрации показаний зондов, при этом точки регистрации показаний малых зондов методов 2ННКнт и ННКт приводят к глубине точки регистрации показаний большого зонда метода 2ННКнт.

На фиг 1 представлена схема зондового устройства нейтронного каротажа.

На фиг. 2 представлена зависимость показаний нейтронных зондов ., , . от увеличения толщины ЭК (Lжел) при газовом заполнении модельной скважины с НКТ внутри ЭК и прибора, центрированного внутри НКТ.

На фиг. 3 представлена зависимость показаний зондов , , . от % увеличения доли газа Н(газ) в цементном камне при газовом заполнении модельной скважины с НКТ внутри ЭК и прибора, центрированного внутри НКТ.

На фиг. 4 представлены результаты исследований газовой скважины с выделением мест нахождения негерметичных муфтовых соединений в ЭК.

Способ основан на выявлении закономерностей изменений показаний разноглубинных зондов нейтрон-нейтронного каротажа, отражающих рассеивающие нейтронные характеристики металлической и цементной крепи газовой скважины.

Металлическая ЭК, цементный камень крепления ЭК скважины и свободный газ в пустотах цементного камня имеют существенно различающиеся нейтронные характеристики.

Обоснование возможностей выявления муфтовых соединений с последующей оценкой скоплений газа в местах их не герметичности, а также скоплений газа за эксплуатационной колонной по стволу газовой скважины производилось на основе математического моделирования методом Монте-Карло, включающим точный учет конструкции зондовой части скважинного прибора, внутрискважинной геометрии и физико-химических свойств цемента.

Расчетные работы, выполненные авторами, осуществлялись с помощью математического моделирования для нефтегазовых скважин диаметром 216 мм, обсаженных эксплуатационной колонной (ЭК) диаметром 168 мм и оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ) диаметром 73 мм. Пространство между ЭК и стенкой скважины было заполнено цементным камнем плотностью 1.8-1.9 г/см3 с различной долей газа. НКТ были центрированы внутри ЭК. Пространство внутри НКТ и за ним было заполнено газом плотностью 0,02 г/см3. В качестве остальных геолого-технических условий (ГТУ) было принято: литология-кварцевый песчаник, пористость коллектора - 20% и насыщение пресной водой.

Целями исследований были оценка возможностей нейтронных методов по выделению муфтовых соединений в ЭК, определение газонасыщенности пустот газом в цементном камне, в местах муфтовых соединений и в целом по заколонному пространству в верхней части разреза скважины.

По результатам исследований было установлено, что увеличение толщины эксплуатационной колонны L(жел.) слабо влияет на показания зондов метода 2ННКнт и приводит к не значительному увеличению показаний. Для малого зонда метода ННКт влияние увеличения толщины ЭК является значительным и приводит к уменьшению регистрируемых значений . Химический элемент железо имеет высокие поглощающие нейтронные свойства относительно химических элементов, входящим в состав среды в заколонном пространстве, и с увеличением содержания железа в металлической крепи показания малого зонда ННКт будут уменьшаться.

Муфтовые соединения в НКТ не оказывают существенного влияния на показания нейтронных методов.

Для оценки заполнения заколонного пространства цементом был принят параметр Н(газ) - доля объема или толщины кольцевого заколонного пространства в %, занятая газом. Полученные результаты исследований свидетельствуют, что увеличение доли газа в объеме заколонного пространства приводит к существенному увеличению показаний малого зонда метода ННКнт - при не значительном росте показаний на большом зонде метода ННКнт и малом зонде метода ННКт.

Водородосодержание цемента и концентрация свободного газа в пустотах цементного камня, заполняющих пространство за ЭК, оказывают доминирующее влияние на рассеивающие нейтронные свойства и определяют показания зондов метода ННКнт. Учитывая, что заполнение заколонного пространства включает цементный камень с содержанием свободного газа в пустотном пространстве, то его водородосодержание складывается из концентрации водорода в цементном камне и концентрации свободного газа. Водородосодержание цементного камня составляет 30-40%, в зависимости от марки применяемого цемента, а типичная плотность концентрации ядер водорода в свободном газе обычно в 20-100 раз меньше, поэтому водородосодержанием газа с точностью в несколько процентов можно пренебречь, и считать, что общее водородосодержание заколонного пространства полностью определяется водородосодержанием цементного камня. Таким образом, водородосодержание среды в заколонном пространстве линейно возрастает при увеличении объема цементного камня.

Зависимости показаний зондов обоих методов нейтронного каротажа в газонаполненных скважинах имеют доинверсный характер и с ростом водородосодержания показания зондов уменьшаются.

Радиус исследования нейтронными методами определяется длиной зонда, с увеличением длины зонда радиус исследования увеличивается.

Следовательно, производя измерения зондами различной длины, осуществляют разноглубинное зондирование прискважинной зоны металлической и цементной крепи, при этом показания зондов метода ННКнт отражают водородосодержание цементного камня, а показание метода ННКт кроме водородосодержания цементного камня отражают и содержание железа в металлической крепи.

Замеры выполняют скважинным прибором 1 нейтрон-нейтронного каротажа, содержащего большой зонд 2 размером не более 15-20 см и малый зонд 3 размером не более 10-15 см метода 2ННКнт, и малый зонд 4 размером не более 15-20 см метода ННКт, установленные с одной стороны от источника нейтронов 5 по ходу движения прибора 1 с центраторами 6 и 7 в колонне 8 при регистрации показаний зондов (фиг. 1).

Для приведения измерений к одному масштабу записи в условных единицах регистрируемые текщие показания зондов надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах метода 2ННКнт, а также показания тепловых нейтронов на малом зонде- . метода ННКт по скважине нормируют на показания указанных зондов в воде.

На фиг. 2 представлена зависимость нормированных показаний нейтронных зондов. , , ,. от увеличения толщины ЭК (Lжел) при газовом заполнении модельной скважины с НКТ внутри ЭК и прибора, центрированного внутри НКТ.

На фиг. видно, что увеличение толщины эксплуатационной колонны L(жел.) слабо влияет на показания зондов метода 2ННКнт (верхние линии) и приводит к не значительному увеличению показаний.

Для малого зонда метода ННКт влияние увеличения толщины ЭК является значительным и приводит к уменьшению регистрируемых значений . (нижняя линия).

На фиг. 3 представлена зависимость нормированных показаний зондов , , от % увеличения доли газа Н(газ) в цементном камне при газовом заполнении модельной скважины с НКТ внутри ЭК и прибора, центрированного внутри НКТ.

На фиг. видно, что показания большого зонда метода 2ННКнт, имеющего больший радиус исследований, и показания малого зонда ННКт слабо реагируют на скопления газа за муфтовыми соединениями (2 верхние линии), но показания малого зонда метода 2ННКнт отображают газонасыщенность пустот в цементном камне ростом значений (нижняя линия).

Таким образом, двухзондовой модификацией метода 2ННКнт по показаниям малого зонда - судят о газонасыщенности пустот в цементном камне, а по показаниям большого зонда - судят о газонасыщенности пустот в цементном камне в более удаленной части прискважинной зоны от металлической крепи.

При сопоставлении показаний разноглубинных зондов 2ННКнт в местах муфтовых соединений с показаниями малого зонда 2ННКнт, показания малого зонда 2ННКнт при утечках газа будут иметь повышенные показания. Показания большого зонда 2ННКнт, имеющего больший радиус исследований, будут слабо реагировать на скопления газа за муфтовыми соединениями, при этом систематическое превышение показаний малого зонда над большим в интервале исследований будут свидетельствовать о наличии скоплений газа за эксплуатационной колонной в пустотах цементного камня.

На фиг. 4 представлены результаты исследований газовой скважины с выделением мест нахождения негерметичных муфтовых соединений в ЭК.

На фигуре 4 места нахождения негерметичных муфтовых соединений в ЭК выделены овалами и характеризуются выбросами низких показаний малого зонда - метода ННКт и высокими показаниями малого зонда - метода ННКнт в местах не герметичных муфтовых соединений.

Интервалы нахождения муфтовых соединений, повторяющиеся через каждые 10-12 м, соответствующих строительной длине труб эксплуатационной колоны, отмечаются на глубине, где наблюдаются отрицательные аномальные значения нормированных показаний интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт- .

Скопления газа в пустотах цементного камня за эксплуатационной колонной в верхних частях разреза скважины выделяются превышением показаний малого зонда- метода ННКнт над показаниями большого зонда - метода ННКнт.

При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний . не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений, кроме того, по зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной.

Поскольку все зонды методов 2ННКнт и ННКт находятся в корпусе одной зондовой установки, то они совмещены в пространстве исследуемой скважины, а снятие показаний с отдельных детекторов зондов при записи происходит одновременно. Точки записи зондов находятся на глубине расположения детектора. Самым удаленным от источника является большой зонд ННКнт. Поэтому глубины точек записей других зондов приводят к одной глубине нахождения большого зонда метода 2ННКнт.

Таким образом, отсчеты показаний малых зондов берутся со сдвигом по глубине. Для малого зонда ННКнт - примерно 10 см, для малого зонда ННКт - примерно 20 см.

В цементном камне имеются пустоты, трещины, особенно в верхней части конструкции скважины, связанные с составом цемента, особенностями цементирования, вибромеханическими воздействиями на колону в процессе эксплуатации скважины и т.д. Эти пустоты в скважине заполняются газом и по ним возможен выход газа на дневную поверхность, что может вызвать катастрофические последствия.

Предлагаемый способ, путем расширения аналитических возможностей нейтронных методов, позволяет решить задачу контроля муфтовых соединений эксплуатационных колонн на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах, тем самым обеспечить своевременность проведения работ по ликвидации обнаруженных нарушений.

1. Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами, в качестве которых используют однозондовый нейтрон-нейтронного каротаж по тепловым нейтронам- ННКт и двухзондовый нейтрон-нейтронного каротаж по надтепловым нейтронам- 2ННКнт, в процессе которых регистрируют текущие интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах 2ННКнт и текущую интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом зонде - ННКт, далее нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде ( Jннк.нт.мз.в., Jннк.нт.бз.в., Jннк.т.мз.в.), следующим образом:

где:

- нормированное показание интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

- нормированное показание интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

- нормированное показание интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт, усл. ед.,

- текущая интенсивность потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт, усл. ед.,

текущая интенсивность потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт, усл. ед,

текущая интенсивность потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт, усл. ед.,

далее, в процессе построения диаграмм изменения нормированных показаний интенсивности потоков нейтронов методов 2ННКнт и ННКт по глубине, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений, повторяющиеся через каждые 10-12 м, соответствующие строительной длине труб эксплуатационной колонны, где наблюдаются отрицательные аномальные значения нормированных показаний интенсивности потоков тепловых нейтронов на малом зонде метода ННКт- а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода ННКнт - относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений, при этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений, кроме того, по зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной.

2. Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами, по п. 1, отличающийся тем, что исследования осуществляют центрированным в НКТ - насосно-компрессорной трубе, размещенной в эксплуатационной колонне -ЭК, скважинным прибором с диаметром корпуса не более 50 мм, в котором установлены малый зонд метода 2ННКнт не более 10-15 см, большой зонд метода 2ННКнт не более 15-20 см и малый зонд метода ННКт с размером зонда не более 15-20 см, расположенные с одной стороны от общего источника нейтронов по ходу движения скважинного прибора при регистрации показаний зондов.

3. Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами, по п. 1, отличающийся тем, что точки регистрации показаний малых зондов методов 2ННКнт и ННКт приводят к глубине точки регистрации показаний большого зонда метода 2ННКнт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способу измерения трубы в конструкции скважины и устройству для указанного измерения. Техническим результатом является повышение точности определения местоположения соединений на колонне для спуска инструментов или эксплуатационной колонне.
Изобретение относится к нефтяной геологии и используется для проводки горизонтальных стволов скважин в черносланцевых нефтяных формациях, в условиях тонкослоистого разреза и маломощной (первые метры) продуктивной его части.

Группа изобретений относится к добыче нефти в скважине, эксплуатируемой электроцентробежным погружным насосом, а именно к способам и устройствам для воздействия на насосное оборудование с целью разрушения солеотложений на его рабочих органах и запуска в работу очищенного от солеотложений электроцентробежного погружного насоса в скважине.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами (ПГИ). Изобретение может быть использовано для проведения долговременного мониторинга профиля притока и приемистости в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с множественным гидроразрывом пласта (МГРП) с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Тренажер глазомерного определения пространственного положения забуриваемых шпуров содержит имитатор буровой машины, включающий буровой молоток с буровой штангой.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам передачи информации в скважине по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является повышение эффективности передачи информации за счет увеличения амплитуды импульсов давления.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и используется для определения точности установки технических колонн труб в кондукторе при строительстве скважин на шельфе.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследований скважин (ПГИ), и может быть использовано для проведения и интерпретации промыслово-геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных нефтяных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), для оценки профиля притока с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к области термометрии. Техническим результатом является упрощение технологии, повышение точности измерений температуры за счет подавления температурных колебаний, вызванных свободной тепловой конвекцией.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при управлении скважиной на нефтяных месторождениях. Технической результат - повышение достоверности контроля обводненности продукции скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН). Система долговременного распределенного мониторинга профиля притока в горизонтальной скважине включает подземное оборудование, состоящее по меньшей мере из электроцентробежного насоса (ЭЦН), установленного в полость колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на горизонтальном отрезке которой выполнены перфорации; оптоволоконный распределенный кабель-датчик температур, проложенный вдоль колонны НКТ, и наземную станцию анализа и обработки, к которой подключен оптоволоконный распределенный кабель-датчик. При этом наземной станции анализа и обработки содержит по меньшей мере последовательно соединенные: блок определения уровня фоновых температур на горизонтальном отрезке колонны НКТ при неработающем ЭЦН (БОФТ), блок определения термоаномалий (δ) текущей температуры (Ттек) на горизонтальном отрезке, которые составляют не менее 0,2°С при работающем ЭЦН (БОТ), блок выбора зон обработки и определения теплового потока (БВЗОиОТП), блок определения нормированной теплоотдачи и дебита притока (БОНТиДП). 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа. Технический результат заключается в расширении аналитические возможности нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений ЭК на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах. Способ предусматривает регистрацию текущих интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, и текущую интенсивносить потоков тепловых нейтронов на малом зонде -. Нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде и в процессе построения диаграмм изменения указанных нормированных показаний по глубине газовой скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений ЭК, где наблюдаются отрицательные аномальные значения -, а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению показаний относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений ЭК. При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений. По зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх