главная / банк технологий / капитальный ремонт скважин (кр... / заколонные перетоки

Основные задачи и признаки их решения методом термометрии


Основные задачи

Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач диагностики пластов и скважин. Это:
  • определение интервалов притока и поглощения жидкости;
  • определение мест притока нефти, воды и газа;
  • определение продуктивности пласта и расхода флюида;
  • определение энергетических параметров пласта (Рпл Рзаб, Рнас, Тпл, Тзаб).
  1. Определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта:
 
  • определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины;
  • выявление межпластовых заколонных перетоков в скважине;
  • исследование интервалов перфорации обсадных колонн.
  1. Контроль технического состояния скважины:
 
  • определение статического и динамического уровней жидкости и нефтеводораздела (НВР) в межтрубном пространстве;
  • определение мест положения и режима работы глубинного насоса;
  • определение герметичности насосно-компрессорных труб (НКТ);
  • определение мест положения и работы мандрелей.
  1. Контроль за работой насосно-подъемного оборудования:
Как показывает практика, наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия.
Основные признаки решения задач по термометрии

Определение притоков
По   т е р м о м е т р и и  интервалы поступления жидкости в скважину отмечаются по изменению температуры относительно геотермической за счет дроссельного эффекта (обычно нижние перфорированные интервалы) и эффекта калориметрического смешивания (верхние перфорированные интервалы).
Признаки притока из нижнего перфорированного пласта: изменение температуры относительно геотермического распределения против перфорированного пласта; излом термограммы (изменение температурного градиента) относительно геотермы; плавная затянутость температурной кривой между перфорированными пластами.
Нижняя граница притока соответствует точке с максимальной крутизной участка повышения температуры. Верхняя граница притока соответствует точке нарушения монотонности повышения температуры при движении по кривой сверху вниз к кровле перфорированного пласта.
Выявление притоков из вышележащих интервалов основано на эффекте калориметрического смешивания поступающего из пласта потока с восходящим по стволу. Эффективность выявления притоков по этому признаку зависит от различия температур смешивающихся потоков. Возможны ситуации, когда температура поступающей из пласта жидкости совпадает с температурой восходящего потока. Признаками притока из верхнего перфорированного пласта являются: изменение температуры против пласта относительно температуры потока в подошвенной части пласта; излом термограммы относительно ее наклона ниже перфорированного пласта. Определить верхнюю границу притока из перфорированного пласта по термограмме удается лишь в некоторых случаях.
Определение интервалов поступления воды в длительное время эксплуатирующихся скважинах решается лишь в частных случаях, когда обводнена подошва нижнего работающего пласта, а из кровельной части поступает значительное количество нефти, и когда вода поступает из охлажденного закачкой пласта.
Признаки поступления газа, смеси нефти с газом - большая отрицательная температурная аномалия и повышение температуры в этих интервалах после остановки скважины с увеличением забойного давления. Интервалы разгазирования нефти в пласте отмечаются отрицательной дроссельной аномалией при эксплуатации скважины с забойным давлением ниже насыщения, когда газовый фактор пласта значителен (порядка 100 м33).

 Пример типовых термограмм для случая двух перфорированных пластов.


Тг - геотерма; 1 - работают оба пласта, против нижнего отмечается дроссельная аномалия, против верхнего - калориметрическое смешивание; 2 - работают оба пласта, температура жидкости, поступающей из нижнего, близка к геотермической, против верхнего пласта  отмечается калориметрический эффект; 3 - плавная затянутость кривой между пластами, в нижнем пласте температура поступающей жидкости близка к геотермической, против верхнего отмечается калориметрическое смешивание; 4 - аномалия дросселирования против нижнего пласта, изменение наклона температурной кривой против верхнего;.5, 6  - аномалия дросселирования против нижнего пласта, положительная аномалия калориметрического смешивания против верхнего (верхний пласт высоконапорный, давление нижележащего пласта Р1 < давления вышележащего пласта Р2).
Оценка различия пластовых давлений
возможна лишь при большой разности пластовых давлений, причем высоконапорный пласт расположен выше. По термограммам остановленных скважин часто удается установить внутриколонный переток из высоконапорного в низконапорный пласт и приближенно оценить разность пластовых давлений.
Определение мест негерметичности обсадной колонны
по термограммам сводится к выявлению притоков и основано на тех же признаках: дроссельная аномалия, аномалия калориметрического смешивания и изменение наклона термограммы. Обычно в зумпфе нарушение отмечается аномалией дроссельного разогрева, выше перфорированных пластов - аномалией калориметрического смешивания.

Место нарушения герметичности колонны
а) ниже интервала перфорации        б) выше интервала перфорации
Определение заколонного движения жидкости
Определение заколонного движения из неперфорированных водоносных пластов, расположенных ниже и выше перфорированных имеет свои особенности.
  • Признаками заколонного движения снизу являются нарушение геотермического распределения в зумпфе в интервале перетока (явно выраженные температурные аномалии или большая затянутость температурной аномалии дросселирования от нижнего пласта вниз) и эффект калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего работающего пласта.

    Возможные распределения температуры в зумпфе в зависимости от преобладающих процессов в интервале перетока и против перфорированного пласта в случае заколонного перетока жидкости:
    а) перетока нет, отмечается дроссельный эффект в пласте; б) конвективный перенос тепла потоком жидкости при перетоке снизу; в) дроссельный разогрев по пути движения жидкости при перетоке снизу; г) дроссельный эффект в пласте-источнике перетока; Г - геотерма;  б), в), г) - калориметрическое смешивание в пласте при перетоке в зависимости от температуры поступающей жидкости:  T1< T, T2 > T.
  • Основные признаки заколонного перетока сверху - резкое изменение наклона температурной кривой в стволе скважины выше пласта-источника обводнения (за счет изменения условий теплообмена между восходящим потоком жидкости и окружающими породами) и эффект калориметрического смешивания в кровельной части перфорированного пласта.
а) - перфорированый пласт неработает, в кровлю перфорированного пласта поступает жидкость в результате перетока, отмечается изменение наклона термограммы выше интервала перетока; б), в) - пласт работает, в кровле перфорированного пласта отмечается калориметрическое смешивание и изменение наклона кривой в интервале перетока выше интервала перфорации. Глубина изменения наклона кривой соответствует месту расположения пласта - источника перетока.
При исследовании скважин, оборудованных ШГН, по распределению температуры в межтрубном пространстве можно определить местоположение динамического уровня, насоса и приема НКТ. Затянутость температурной аномалии насоса вниз и большая отрицательная аномалия на приеме НКТ свидетельствуют о нисходящем движении жидкости в межтрубье.

Примеры интерпретации данных термометрии
Выявление притоков
На рис.1 приведены результаты исследований скважины 1. Скважина фонтанирует с дебитом 250 м3/сут безводной нефти. По участку ненарушенной геотермы в зумпфе восстановлена условная геотерма Г. По термограмме отмечается приток из обоих перфорированных пластов. Величина разогрева жидкости за счет дросселирования в нижнем пласте составляет 1,4 0С. Положение нижней границы притока обозначено буквой А и отмечается характерной точкой излома термограммы на глубине 1721,8 м. Признаком притока из верхнего пласта является аномалия калориметрического смешивания потоков.
Рис.1 Термограмма (5) и градиент-термограмма (6) скважины 1. 4 - СТД; 2,3 - КС,ПС.


В скважинах с высоким газовым фактором при эксплуатации пластов с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом дросселирование нефтегазовой смеси может привести и к отрицательной температурной аномалии.
На рис.2 приведены результаты промыслово-геофизических исследований скважины 2. Дебит 60 м3/сут безводной нефти. В работающей при буферном давлении 22 атм скважине против нижнего перфорированного интервала наблюдается снижение температуры на 2,1 0С. Нижняя граница притока отбивается на глубине 2767,4 м и согласуется с данными влагометрии, резистивиметрии и дебитометрии. Работа остальных интервалов не отмечается. Несмотря на то, что температура поступающего из пласта флюида ниже температуры пород на этих глубинах, в стволе скважины выше пластов наблюдается положительный градиент температуры (снижение температуры с уменьшением глубины). Видимо это объясняется структурой нефтегазового потока (см.диаграмму влагомера) и охлаждением потока за счет продолжающегося разгазирования.
После остановки скважины наблюдается повышение забойной температуры. Без привлечения данных об изменении давления в остановленной скважине интерпретация термоаномалий на второй термограмме неоднозначна.
Рис.2 Материалы исследований скважины 2. 1 - ПС; 2 - резистивиметрия; 3 - влагометрия; 4,5 - термограмма в работающей скважине и через 6 часов после ее остановки; 6 - РГТ;

Выявление негерметичности колонны
Выявление мест негерметичности обсадной колонны по данным термометрии возможно только в том случае, если наблюдается приток или уход жидкости в этом интервале. Поэтому выявление мест негерметичностей в добывающей скважине аналогично выявлению интервалов притока флюида из перфорированных пластов в ствол скважины. Признаки - дроссельная аномалия, аномалия калориметрического смешивания и изменение градиента температуры по глубине, характерное увеличению расхода жидкости по колонне.
На рис.3 представлены результаты исследований скважины 3. Интервал перфорации 2258-2262 м. Замер температуры по стволу действующей скважины позволил выявить негерметичность колонны ниже интервала перфорации в муфтовом соединении на глубине 2146 м, где наблюдается аномалия дросселирования жидкости.
Рис.3 Материалы исследований скважины 3.

Выявление интервалов заколонного движения жидкости
Если нижняя граница работающего пласта, определяемая по температурной аномалии дросселирования, приурочена к перфорированному интервалу, а ниже уверенно регистрируется геотермическое распределение, то это свидетельствует об отсутствии заколонного движения в зумпфе.
Уверенно можно выявить заколонное движение снизу, когда в зумпфе отмечаются явные температурные аномалии. Например, на термограмме скв.3 (рис.4) четко отмечается искажение геотермы в интервале 2076-2092 м, обусловленное разогревом воды вследствие дросселирования при вертикальном движении за колонной к подошве интервала перфорации. Высокое пластовое давление в нижележащих водоносных пластах не позволило определить интервал заколонного движения методом изотопов.
Рис.4 Определение интервала заколонного перетока в скважине 3. 1 - интервалы перфорации; 2,3 - КС,ПС; 4 - термограмма в процессе фонтанирования; 5 - плотнограмма; 6,7 - ГК до и после закачки изотопов.

Выявление интервалов поступления воды и оценка депрессий в пластах
Эти задачи при исследовании нефтяных скважин и при отсутствии выделения газа в пластах с помощью термометрии решаются лишь в благоприятных случаях. На практике обычно однозначная интерпретация данных термометрии невозможна без привлечения других методов (плотнометрия, влагометрия, резистивиметрия, дебитометрия). Для газонефтяных скважин, для скважин с высоким газовым фактором эти вопросы исследованы еще недостаточно и здесь не приводятся. Отметим только, что термометрия позволяет уверенно зафиксировать наличие межпластовых перетоков в остановленной скважине, что можно использовать для оценки различия пластовых давлений, для выявления высоконапорных пластов.
На рис.5 приведены термограммы скважины 4 в процессе работы и после выключения насоса. Динамика температуры в интервале между пластами после остановки скважины свидетельствует о возникновении перетока из верхнего пласта в нижний.
Рис.5. Возникновение внутриколонного перетока между перфорированными пластами в остановленной скважине. Q = 55м3/сут, 65% воды. 1 - термограмма действующей скважины; 2,3,4 - термограммы, регистрация которых началась соответственно через 30 мин, 2 часа и 3 часа после остановки насоса

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015