Способ определения негерметичности изолирующего скважинного элемента

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а именно - негерметичности пакера. В состав пакера и/или на внешнюю поверхность пакера вводят метки-трассеры с возможностью выделения меток-трассеров из пакера при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность изолирующего скважинного элемента. Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в определении правильности работы пакеров, которые влияют на эффективность добычи нефти и обводненность скважин. 4 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а именно - негерметичности изолирующего элемента скважины (пакера).

Известен (RU, патент 2235193, опубл. 2004.08.27) способ эксплуатации скважины, согласно которому ведут гамма-каротаж, проводят контрольный гамма-каротаж и сопоставление их друг с другом. В качестве радиоизотопа при гамма-каротаже используют радиоактивные элементы породы. При сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины. При определении нарушения эксплуатационной колонны выше уровня жидкости в скважине нарушение определяют на сухом участке по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, а источник поступления воды в заколонное пространство определяют по концу изменения той же кривой, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 80-100% и отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа. При определении нарушения эксплуатационной колонны ниже уровня жидкости в скважине нарушение определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой. Выявленные нарушения ремонтируют.

Известный способ не обладает достаточной достоверностью обнаружения нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины из-за скапливания радиоактивных изотопов на муфтах колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны.

Известен (RU, заявка 2008132635, опубл. 20.02.2010) 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.

Известный способ не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины.

Известен (RU, патент 2527960, опубл. 10.09.2014) 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.

Недостатком известного способа следует признать его сложность.

Данный источник информации принят в качестве ближайшего аналога.

Техническая проблема, решаемая использованием разработанного способа, состоит в получении достоверной информации о нарушении герметичности в скважине.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в определении правильности работы пакеров, которые влияют на эффективность добычи нефти, обводненность скважин и т.д.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения негерметичности пакера. При реализации разработанного способа в состав пакера и/или на его внешнюю поверхность вводят метки-трассеры с возможностью выделения меток-трассеров из пакера при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность пакера.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа используют метки-трассеры, входящие в состав смеси, предназначенной для формирования полимерного тела пакера.

Предпочтительно метки - трассера размещают в составе и/или на теле пакера таким образом, чтобы вымывание происходило только при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность пакера.

В некоторых вариантах реализации разные метки - трассера вводят в состав и/или тело пакера в виде матриц, растворимых либо в воде, либо в углеводородах.

В случае нанесения меток-трассеров на внешнюю поверхность пакера предпочтительно их наносят в внесенными в матрицу, растворимую либо в воде, либо в углеводородах.

Способ иллюстрирован следующими примерами реализации.

Пример 1. В смесь, предназначенную для использования при изготовлении эластичной части пакера вводят в качестве флуоресцентного трассера индикатор эритрозин. С использованием полученной смеси формируют пакер. Проводят исследование работы скважины с использованием полученного пакера. Скважиной вскрыты пласт Д0 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 Д0 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 Д0), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично. Для контроля наличия в выходящей скважиной жидкости используют прибор «Флюорат - 02 Панорама». В случае нарушения герметичности пакета в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие индикатора.

Пример 2. Пример осуществляют аналогично примеру 1, но в качестве индикатора используют изотоп ¹⁴С, для контроля наличия радиоактивного индикатора в скважинной жидкости используют счетчик Гейгера в любой модификации. В случае нарушения герметичности пакета в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие индикатор.

Пример 3. На часть поверхности эластичной части пакера, обращенную в сторону изолирующей поверхности наносят слой водорастворимого стекла, в котором диспергирован изотоп, ¹⁴С, для контроля наличия радиоактивного индикатора в скважинной жидкости используют счетчик Гейгера в любой модификации. В случае нарушения герметичности пакета в скважинной жидкости, выходящей из скважины, обнаруживают присутствие индикатор.

1. Способ определения негерметичности пакеров, отличающийся тем, что в состав пакера и/или на его внешнюю поверхность вводят метки-трассеры с возможностью выделения меток-трассеров из пакера при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность пакера.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют метки-трассеры, входящие в состав смеси, предназначенной для формирования тела пакера.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что метки-трассеры размещают в теле пакера таким образом, чтобы вымывание происходило только при прохождении скважинной жидкости через рабочую поверхность пакера.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что метки-трассеры вводят в состав и/или тело пакера в виде матриц, растворимых либо в воде, либо в углеводородах.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при нанесении меток-трассеров на внешнюю поверхность пакера предпочтительно их наносят внесенными в матрицу, растворимую либо в воде, либо в углеводородах.