Способ определения заколонных перетоков
Владельцы патента RU 2723808:
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Способ определения заколонных перетоков включает регистрации серии термограмм в различных режимах работы скважинного насоса: при работающем штанговом насосе и при остановленном штанговом насосе в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом. Определяют температурные аномалии - температуру выше среднего температурного фона скважины. Далее в интервалах температурных аномалий и ниже перфорированных интервалов определяют зависимости (темп) температуры от давления и выделяют участки с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх. Предлагаемый способ определения заколонных перетоков прост и надежен за счет возможности отсечения от результатов термических исследований температурных прогревов нижележащих пластов, дросселирующих перетоков в интервале перфорации, благодаря определению зависимости температуры от давления и выделению участков с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх. 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины.
Известен способ определения заколонных перетоков (патент RU № 2510457 МПК Е21В 47/10, 27.03.2014 в Бюл. № 9), включающий регистрацию термограммы в скважине и ее анализ, отличающийся тем, что скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве, поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации, при подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти, на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб, операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины, отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале, делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты, делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, связанная с невозможностью определения заколонных перетоков снизу-вверх, и высокая погрешность из-за невозможности отсечения температурных прогревов нижележащих пластов за счет дросселирующих перетоков в интервале перфорации.
Наиболее близким по технической сущности является способ определения затрубного движения жидкости в действующей скважине путем регистрации температуры вдоль ее ствола (ав. свидетельство SU № 665082 МПК Е21В 47/10, 30.05.1979 в Бюл. № 20), при этом регистрируют серию термограмм непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, причем о наличии затрубного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля.
Недостатками данного способа являются громоздкость вычислений и недостаточная точность из-за невозможности отсечения температурных прогревов нижележащих пластов за счет дросселирующих перетоков в интервале перфорации.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого и надежного способа определения заколонных перетоков за счет возможности отсечения от результатов термических исследований температурных прогревов нижележащих пластов, дросселирующих перетоков в интервале перфорации, благодаря определению зависимости температуры от давления и выделению участков с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх.
Техничекая задача решается способом определения заколонных перетоков, включающим регистрации серии термограмм в различных режимах работы скважинного насоса, причем наличие затрубных перетоков определяют по темпу изменения температуры.
Новым является то, что исследования проводят при работающем штанговом насосе и при остановленном штанговом насосе в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом, далее в интервалах температурных аномалий иниже перфорированных интервалов определяются зависимости температуры от давления и выделяются участки с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх.
На фиг. 1 изображены графики определения температурных аномалий на скв. № 3640 и №4143 (соответственно).
На фиг. 2 изображены графики зависимостей температуры от давления на скв. №№3640.
На фиг. 3 изображены графики зависимостей температуры от давления на скв. №4143
Способ определения заколонных перетоков включает регистрации серии термограмм в различных режимах работы скважинного насоса: при работающем штанговом насосе и при остановленном штанговом насосе в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом. Определяют температурные аномалии (температуру выше среднего температурного фона скважины). Далее в интервалах температурных аномалий и ниже перфорированных интервалов определяют зависимости (темп) температуры от давления и выделяют участки с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх.
Температурные аномалии, возникающие ниже интервала перфорации, могут быть обусловлены как температурным прогревом нижележащих пластов за счет дросселирующих перфорированных, так и наличием заколонных перетоков.
Для определения природы этих аномалий была разработана технология исследования в межтрубном пространстве с многократными замерами методами термометрии. В этом случае исследования проводятся как при работающем штанговом насосе, так и в режиме притока – при остановленном штанговом насосе. Для анализа выбираются кривые термометрии в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом.
При использовании данной технологии следует учитывать два процесса: процесс дросселирования жидкости и адиабатический эффект.
Величина температурного изменения дросселирующего флюида (жидкости) зависит от коэффициента Джоуля-Томсона ɛ и депрессии на пласт ΔР:
ΔТ = ɛ ΔР (1),
где ɛ - коэффициента Джоуля-Томсона для нефтей колеблется в пределах 0,04-0,06°С/атм, а для воды примерно равняется 0,02°С/атм (табл. 1).
Таблица 1
| Жидкость | Температура, °С | ɛ, °С/атм |
| Пресная вода | 20 | 0,0216 |
| 40 | 0,0208 | |
| Минеральная вода | 20 | 0,0225 |
| Нефть Арланская | 20 | 0,0415 |
| Нефть Федоровская | 20 | 0,0377 |
| Нефть Ромашкинского м/р | 45 | 0,0398 |
| Газ метан (при Р = 1,73 МПа) | 21 | -0,4180 |
| 71 | -0,2790 |
Эффект адиабатического расширения или сжатия проявляется при быстром изменении давления в скважине. При этом изменение температуры ΔТ связано с изменением давления ΔР приближенным соотношением:
ΔТ(t) = η ΔР(t) (2),
где η – это интегральный (средний) адиабатический коэффициент.
Значение η для воды составляет примерно 0,002°С/атм, для нефтей – порядка 0,014°С/атм (табл. 2).
Таблица 2
| Жидкость | Температура, °С | з, °С/атм |
| Пресная вода | 20 | 0,0016 |
| Минерализованная вода | 20 | 0,0030 |
| Нефть Арланская | 20 | 0,0130 |
| Нефть Федоровская | 20 | 0,0137 |
Учитывая, что значение коэффициента Джоуля-Томсона (ɛ) на порядок превышает интегральный адиабатический коэффициент η, при забойных давлениях выше давления насыщения можно выявить следующие закономерности. Первая – температурные аномалии ниже перфорированного пласта, связанные с забойным давлением на временных замерах обратно-пропорциональной зависимостью, соответствуют заколонным перетокам (циркуляциям). Вторая – температурные аномалии ниже перфорированного пласта, связанные с забойным давлением на временных замерах прямо-пропорциональной зависимостью, соответствуют температурным прогревам нижележащих пластов.
Пример конкретного выполнения.
Технология была успешно опробована на двух скважинах НГДУ «Елховнефть»: №№3640, №4143 Ново-Елховского и Соколкинского месторождений соответственно, где были обнаружены температурные аномалии (см. фиг. 1).
В скважине №3640 был обнаружен заколонный переток с глубины 1713 м к перфорированному интервалу 1699,5-1703,8 метров (см. фиг. 2).
В скважине №4143 Соколкинского месторождения температурная аномалия в интервале 1175,6-1192 м обусловлена температурным прогревом нижележащих пород, что говорит о наличии прямой зависимости между температурой и забойным давлением на временных замерах (см. фиг. 3)
Предлагаемый способ определения заколонных перетоков прост и надежен за счет возможности отсечения от результатов термических исследований температурных прогревов нижележащих пластов, дросселирующих перетоков в интервале перфорации, благодаря определению зависимости температуры от давления и выделению участков с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу-вверх.
Способ определения заколонных перетоков, включающий регистрации серии термограмм в различных режимах работы скважинного насоса, причем наличие затрубных перетоков определяют по темпу изменения температуры, отличающийся тем, что исследования проводят при работающем штанговом насосе и при остановленном штанговом насосе в режиме притока, начиная с забойного давления выше давления насыщения пластового флюида газом, далее в интервалах температурных аномалий и ниже перфорированных интервалов определяют зависимости температуры от давления и выделяют участки с обратной зависимостью, которые характеризуют заколонные перетоки снизу вверх.
