Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Совершенствование технологий определения заколонных циркуляций методами ГИС

Мероприятия, направленные на ограничение водопритока, позволяют долго поддерживать достигнутый нефтедобывающими предприятиями объем добычи нефти, но для более эффективного применения технологий снижения водопритока необходимо в каждом случае точно определить источник обводнения продукции скважин. Один из механизмов притока пластовой воды в добывающие скважины состоит в формировании заколонных перетоков из выше- или нижележащих по отношению к перфорированному интервалу водоносных пластов.

Заколонная, или затрубная, циркуляция (ЗКЦ), представляющая собой движение флюида по стволу скважины за обсадной колонной (заколонный переток пластовых флюидов), как правило, возникает по причине некачественного цементирования. При этом нарушение целостности цемента может быть связанно как с его неудачной первоначальной заливкой, так и с изменениями свойств цементного камня под воздействием механических (физических) или физико-химических процессов, протекающих в прискважинной зоне в процессе испытания скважин и разработки месторождения.

Для определения заколонных перетоков, которые не могут быть выявлены с помощью стандартного комплекса ГИС, специалистами НГДУ «Елховнефть» были разработаны и успешно опробованы новые технологии, позволяющие достоверно устанавливать наличие или отсутствие заколонных перетоков «сверху» и «снизу» интервалов перфорации, в том числе путем анализа температурных аномалий в добывающих скважинах.

15.08.2015 Инженерная практика №08/2015
Мусаев Гайса Лемиевич Заместитель начальника геологического отдела НГДУ Елховнефть ПАО Татнефть

Для исследования межтрубного пространства скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами, сегодня широко применяются стандартные методы ГИС, такие как термометрия, влагометрия, резистивиметрия, манометрия, измерения скважинным термокондуктивным дебитомером (СТД), прибором ГК и локатором муфт. Данные технологии позволяют определить профиль притока жидкости, наличие или отсутствие заколонных перетоков, герметичность эксплуатационной колонны и зумпфа скважины. В то же время с их помощью далеко не всегда можно достоверно определить наличие или отсутствие заколонных перетоков «сверху» и «снизу» интервалов перфорации.

Кроме того, существует ряд факторов, сдерживающих применение стандартного комплекса ГИС на скважинах. В частности, наличие заколонных циркуляций из вышележащих пластов может не определяться в силу того, что подвеска штангового насоса расположена выше интервала перфорации, а датчик термометра находится в восходящем потоке жидкости, поступающей из интервала перфорации, что не позволяет зарегистрировать тепловой поток, возникающий в результате дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству.

Второй сдерживающий фактор – это температурные аномалии ниже интервала перфорации, которые могут быть обусловлены как заколонными циркуляциями снизу, так и температурным прогревом нижележащих пластов вследствие работы перфорированного пласта.

Рис. 1. Методика определения заколонных перетоков «сверху вниз»
Рис. 1. Методика определения заколонных перетоков «сверху вниз»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ИЗ ВЫШЕЛЕЖАЩИХ ПЛАСТОВ

Для регистрации теплового потока, возникающего в результате дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству из вышележащего неперфорированного пласта в перфорированный, необходимо направить поток жидкости из интервала перфорации вниз для исключения омывания датчика термометра при регистрации температуры в интервале, расположенном выше фильтра скважины (рис. 1). Для решения данной задачи скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле размещают в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбуждают с помощью сваба. При этом запись термометром проводится одновременно с подъемом сваба.

Указанная технология была реализована на скважине №6285 Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть» (рис. 2). Турнейская залежь нефти перфорирована в интервале 1040,8-1044,8 метров. Скважина оборудована штанговым насосом и введена в эксплуатацию с дебитом нефти 4 т/сутки. С течением времени дебит скважины стал монотонно увеличиваться и достиг 32 т/сутки. Величина дебита данной скважины не соответствовала дебитам нефти окружающих добывающих скважин, равным порядка 4 т/сутки. На основании этого было сделано предположение о том, что нефть поступает в интервал перфорации по заколонному пространству из вышележащего нефтеносного терригенного пласта бобриковского возраста, расположенного в интервале 1032,0-1039,6 метров.

Рис. 2. Определение заколонных перетоков сверху по затрубному пространству в работающей скважине №6285 методом термометрии
Рис. 2. Определение заколонных перетоков сверху по затрубному пространству в работающей скважине №6285 методом термометрии

Для выявления причины увеличения дебита был проведен стандартный комплекс ГИС через межтрубное пространство работающей скважины (термометрия, СТД, ГК, локатором муфт, резистивиметрия, манометрия, влагометрия). По результатам исследований получено заключение о работе перфорированного пласта. Причины увеличения дебита установить не удалось. Наличие заколонного перетока из вышележащего терригенного пласта выявить не удалось.

Тогда было решено провести исследование с использованием новой технологии (рис. 3). Мы оборудовали скважину №6285 колонной НКТ со свабом, разместив башмак колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле установили в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбудили с помощью сваба. При этом запись термометром проводилась одновременно с подъемом сваба. Это позволило выявить температурную аномалию (увеличение температуры на 0,2-0,5°C) в интервале 1032-1043 м, которая свидетельствует о наличии заколонного перетока сверху, с глубины 1032 м до кровли интервала перфорации, то есть до 1040,8 метров.

Рис. 3. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «сверху вниз» по затрубному пространству в скважине №6285
Рис. 3. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «сверху вниз» по затрубному пространству в скважине №6285

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРНОЙ АНОМАЛИИ

Как было отмечено, температурные аномалии, возникающие ниже интервала перфорации, могут быть обусловлены как температурным прогревом дросселирующих нижележащих пластов, так и наличием заколонных перетоков (рис. 4). Для определения природы этих аномалий была разработана технология исследования в межтрубном пространстве с многократными замерами методом термометрии. В этом случае исследования проводятся либо при работающем штанговом насосе, либо 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.

Рис. 4. Температурные аномалии ниже интервала перфорации
Рис. 4. Температурные аномалии ниже интервала перфорации

При использовании данной технологии следует учитывать два процесса: процесс дросселирования жидкости и получение адиабатического эффекта.

Величина температурного изменения дросселирующего флюида (жидкости) зависит от коэффициента Джоуля-Томсона ɛ и депрессии на пласт ΔР:

ewwe

где значение ɛ для нефтей колеблется в пределах 0,04-0,06°С/атм, а для воды приблизительно равно 0,02°С/атм (табл. 1).

Эффект адиабатического расширения или сжатия проявляется при быстром изменении давления в скважине. При этом изменение температуры ΔТ связано с изменением давления ΔР приближенным соотношением:

sdf

где η – интегральный (средний) адиабатический коэффициент, равный для воды и нефтей около 0,002 и 0,014°С/атм соответственно (табл. 2).

Таблица 2. Усредненные значения адиабатического коэффициента для различных жидкостей
Таблица 2. Усредненные значения адиабатического коэффициента для различных жидкостей
Таблица 1. Усредненные значения коэффициента Джоуля-Томсона для различных жидкостей в зависимости от температуры
Таблица 1. Усредненные значения коэффициента Джоуля-Томсона для различных жидкостей в зависимости от температуры

Учитывая, что значение коэффициента Джоуля-Томсона (ɛ) на порядок выше интегрального адиабатического коэффициента η, при забойных давлениях, превышающих давление 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.

Рис. 5. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «снизу вверх» по затрубному пространству в скважине №3640
Рис. 5. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «снизу вверх» по затрубному пространству в скважине №3640

Технология была успешно опробована на двух скважинах НГДУ «Елховнефть»: №3640, №4143 Ново-Елховского и Соколкинского месторождений соответственно.

В скважине №3640 был обнаружен заколонный переток с глубины 1713 м к перфорированному интервалу 1699,5-1703,8 метров (рис. 5). В данном случае существует обратная зависимость между температурой и забойным давлением на временных замерах.

Рис. 6. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «снизу вверх» по затрубному пространству в скважине №4143
Рис. 6. Предлагаемая методика определения заколонных перетоков «снизу вверх» по затрубному пространству в скважине №4143
Рис. 7. Алгоритм применения новых методов определения заколонных перетоков в добывающих скважинах
Рис. 7. Алгоритм применения новых методов определения заколонных перетоков в добывающих скважинах

В скважине №4143 Соколкинского месторождения температурная аномалия в интервале 1175,6-1192 м обусловлена прогревом нижележащих пород, что говорит о наличии прямой зависимости между температурой и забойным давлением на временных замерах (рис. 6).

Алгоритм применения технологии на обеих скважинах представлен на рис. 7. Мы считаем, что ее внедрение позволит повысить точность определения наличия или отсутствия заколонных циркуляций и разработать соответствующие мероприятия по снижению водопритока.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Применение карбамидоформальдегидной смолы для ремонтно-изоляционных работ в высокотемпературных скважинах
Фильтрационное тестирование как инструмент выбора эффективного тампонажного состава для отключения обводненных интервалов пласта
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2020

Инженерная практика

Выпуск №03/2020

Промысловые трубопроводы. Механизированная добыча. ППД
Применение неметаллических трубопроводов при обустройстве нефтегазовых месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»Балластировка и защита трубопроводов от коррозииКонтроль трубопроводов акустико-резонансным и акустико-эмиссионным методами как альтернатива магнитометрическим методамИспытания термоиндикаторных составов для контроля температурного режима при сварке стыков трубопроводов в коррозионно-стойком исполненииАнализ тенденций на российском рынке внутренних защитных покрытий НКТ и рекомендации по их применениюРезультаты ОПИ оборудования и технологий для мехдобычи в ООО «РИТЭК»